Perfiles para medir o calcular la porosidad

Perfiles para medir o calcular la porosidad
Los perfiles más utilizados para determinar la porosidad de la formación son los
siguientes:
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

Densidad de la formacion (FDC)
Sonico (SL)
Neutrónico (NL)
Perfil Densidad
Su objetivo es medir la densidad de la formación y determinar la porosidad. Su
principio se basa en la emisión de rayos gamma de media energía desde una fuente
radioactiva (Cesio 137. Cobalto 60). Los rayos dispersos son evaluados en los
detectores como una medida de la densidad de la formacion.
Equipo
La fuente y los receptores montados en una almohadilla blindada ser ejercen contra
la formación mediante un brazo excentralizador.
Constante de tiempo / Velocidad del perfil
*Variaciones estadísticas
*Constante de tiempo 2, 3 ó 4 segundos
*Velocidad del perfil relacionada a la constante de tiempo.
*Máxima velocidad recomendada 1800 p/h. 550 m/h.
Presentación del perfil
En los canales 2-3 unidades gr/cm3
Calibración
En muestras de caliza puras de densidad conocida con exactitud, saturadas de agua
fresca. tambien bloques de aluminio y azufre. revoques artificiales.
Porosidad del perfil densidad
Para una formación limpia de densidad de matriz ρma y está saturada con un
líquido de densidad promedio, ρf, la densidad total de la formación ρb leida del
registro, se tiene que:
Ǿ=(ρma- ρb)/(ρma-ρf)
Perfiles Neutrónicos
Responden a la cantidad de hidrogeno presente en la formación. Si el H2 que está
contenido en forma de líquidos ocupando el volumen total de los poros, el perfil da
una medida de porosidad.
Zonas gasíferas poseen menor cantidad de hidrógeno. La medición neutrónica
puede distinguir con frecuencia las capas que contiene gas.
Funcionamiento
Una fuente radiactiva colocada en la sonda emite neutrones de alta energía, la cual
se reduce a medida que emigran esféricamente desde la fuente. A un nivel bajo de
energía los neutrones son absorbidos por los núcleos, los cuales emiten rayos
gamma de alta energía, en el detector se reciben estos rayos gamma o los propios
neutrones y esto dará una medida de la porosidad.
Si la concentración de hidrógeno es alto los neutrones son retardados y capturados
a una distancia cercana a la fuente. Si es bajas los neutrones podrán llegar más lejos
de la fuente. Una mayor lectura en el detector corresponde a una menor
concentración de hidrógeno y viceversa.
Constante de tiempo y velocidad del perfil
*Mediciones radiactivas son estadísticas
*Constante: 2s
*Velocidad: 1800 p/h : 550 m/h
*Constante mayor: Dh grandes. Formaciones de bajo contraste radiactivo.
Presentación del perfil
*GNT: c.p.s/api
*SNP: unidades de porosidad
*CNL: unidades de porosidad
Aplicaciones de los perfiles neutrónicos
*Porosidad
*Detección de gas
*Litología
*Arenas arcillosas
Perfil Sónico
Registro continuo del tiempo versus la profundidad que necesita una onda
compresional para atravesar una distancia dada de la formación inmediatamente
adyacente al pozo.
Medición basica del perfil
Tiempo de transito:
tc= 106/v
v = velocidad pie/seg
tc = tiempo de tránsito en μseg/pie
Tipos de sistemas de perfilajes
*Receptor simple. Transmisor / receptor
*Receptor dual. Transmisor y dos receptores
*Sistema compensado. Dos transmisores y dos pares de receptores.
Aplicaciones del perfil sónico compensado
*Determinación de porosidad intergranular y secundaria
*Litología
*Correlación de formaciones por variación de VC
*Interpretación de registros sísmicos
*Presiones anormales
27 noviembre 2008
Daño de Formación
Varios tipos de daño pueden ser identificados en
distintos lugares de un pozo de producción como puede ser el pozo mismo, el
equipo de producción, la formación etc.
Para el diseño correcto para la producción del pozo es necesario determinar no solo
la naturaleza del daño sino también el conocimiento del lugar del pozo donde está
el daño que más afecta a la producción.
La caída de producción puede ser causada por diversos materiales: partículas
migrando a través de los poros o precipitados producidos por cambios físicos o
químicos en el estado inicial del reservorio.
Origen del Daño de Formación
Invasión de sólidos de perforación: las partículas materiales contenidas en
los fluidos de perforación son potencialmente peligrosas desde el punto de vista del
daño de formación. Arcillas, cutting, agentes densificantes y viscosificantes, agentes
minimizadores de pérdidas de circulación, cuando estos son forzados hacia la
formación productiva pueden agresivamente disminuir la porosidad y
permeabilidad de la roca reservorio.
Invasión de los fluidos de perforación: es el principal motivo de daño de
formación, tiene que ver con la infiltración del lodo de perforación, de sólidos del
cutting y el revoque en la formación.
Daño de cementación: para la cementación es necesaria le remoción del
revoque, para lo cual se utiliza algún dispositivo como los caños lavadores o
colchones, todos estos deben trabajar con flujo a regímenes turbulentos.
La duración del trabajo de cementación es bastante corto comparado con el de la
perforación. La invasión de los fluidos del lavado es insignificante respecto a la
invasión de los fluidos de perforación, pero esto no quiere decir que pueda
despreciarse, una falta en el control de los fluidos puede ocasionar un mal cálculo
en el volumen de cemento.
Daño por Entubación: Es muy común, que existan capas productivas muy por
encima de la profundidad final del pozo para que estas capas no sean dañadas, es
conveniente que una vez atravesadas las misma, el pozo se entube antes de seguir
perforando hasta la profundidad final mencionada.
Daños en la terminación y reparación de pozos
Daño por punzado: la operación de punzada siempre ocasiona daños adicionales
en la formación puesto que cualquiera sea el método de punzado que se utilice, éste
compacta la roca alrededor de la zona atravesada.
Daños por fluidos de terminación: Las causas más comunes de daño ocasionado
durante la terminación de un pozo son las siguientes:
Taponamiento de la formación y punzados por sólidos suspendidos que tienden a
bajar la permeabilidad de la formación
Hinchamiento y dispersión de las arcillas, bloqueo por agua y emulsiones y
precipitación de incrustaciones.
Daños durante la producción: Algunos reservorios no pueden ser puestos en
producción a altos caudales de flujo o elevadas caídas de presión entre el reservorio
y el pozo sin ser afectados por fenómenos adversos. El daño de formación en estos
casos es permanente y no puede ser reducido simplemente reduciendo el caudal.
Otros tipos de daño
Durante la limpieza del pozo
Durante el tratamiento ácido
Daño por pozos inyectores
Emulsiones
Cambios de mojabilidad
Water Block
Sarros
Depósitos orgánicos
Depósitos mixtos
Fangos y arcilla
Prevención del Daño
La prevención del daño apunta a que todas las operaciones se hagan provocando el
mínimo daño o la mínima contaminación posible, evitando que la producción sea
afectada.
Si bien hay daños que son remediables pero las operaciones de reparación de daños
son costosas en muchos casos y no siempre solucionan el problema completamente.
En un pozo de producción es conveniente dividir al sistema en componentes o
porciones, con el objeto de asegurarse de que ninguna parte de dicho sistema esté
produciendo con un caída de presión mayor que la que corresponde.
23 noviembre 2008
Petróleo en la actual economía venezolana
En la última semana, la cesta de crudo venezolano ha descendido cerrando en
40,68 dólares, lo que muestra una caída de US$ 5,67 con respecto a la semana
anterior, que se ubico en US$ 46,35. El promedio del barril de petróleo venezolano
para este año se ubica en US$ 93,90, la cual es muy superior a la obtenida en el
2007, cuando el barril se ubicó en los US$ 64,74.
La caída sucesiva de los precios del petróleo ha despertado cierta inseguridad en
Venezuela, considerando que este depende principalmente de la economía
petrolera, y tomando en cuenta que se espera para el 2009 un precio promedio del
barril de petróleo de US$ 60.
Según el Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo (Menpet), la
principal causa en el debilitamiento de los precios petroleros es la preocupación por
la economía global y los indicios de una menor demanda de energía, lo que se
evidencia en los marcadores crudos del mundo.
De acuerdo con el Banco Central de Venezuela (BCV), en un informe presentado
por el Deutsche Bank registra que "muchos de los índices de materias primas han
cedido al menos 70% de las ganancias que registraron en el primer semestre de
2008".
Según expertos en la materia , consideran que la baja de los precios forma parte de
un reacomodo de la situación especulativa que se observo meses atrás en los
mercados, por lo que se espera que los precios se estabilicen en un periodo no
mayor a ocho meses. en el que incurrira la actuación de la Organización de Países
Exportadores de Petróleo (OPEP) con el fin de reducir la producción petrolera
actual.
Así también agregan que los precios se consolidarán alrededor de los US$ 70
dólares, que es lo que la economía necesita para pagar nuevos proyectos,
recordando que el 80% de la economía mundial está asociada al campo energético.
También resaltan que Venezuela tiene cómo soportar la caída del crudo debido a la
creación de diversos fondos económicos así como el nivel de las reservas
internacionales.
Descartan que el petróleo descienda por debajo de los US$ 30, ya que de ser así 100
mil productores de petróleo entrarían en quiebra en Estados Unidos y la OPEP debe
tomar medidas al respecto. Resaltando que la OPEP contara con todo el apoyo del
mundo para regular la producción de crudo.
Algunas de las consecuencias de la crisis financiera mundial que ha traído la caída
de los precios del crudo son la Inflación y el desempleo. Pero estas pueden ser
equilibradas si se inyecta capital a sectores netamente no petroleros como el sector
agrícola y a las industrias ligeras (son las que proporcionan bienes de consumo
directo) de esta manera se afrontaría la crisis con mayor facilidad.
información tomada de http://www.correodelcaroni.com
Clasificaciòn De Los Yacimientos De Gas Condensado
La predicción del comportamiento de yacimientos de gas condensado ha sido muy
difícil debido a los cambios de fases que frecuentemente ocurren en estos
yacimientos, tales como, condensación retrógrada a presiones por debajo de la
presión de roció y revaporizaciòn del condensado retrogrado a bajas presiones (a
menos de 10000 lpc). Dependiendo de las caracterìsticas del yacimiento se
recomienda del uso del simuladores composicionales cuando el yacimiento es
grande y se tiene una buena informacion sobre las propiedades de la roca y fluidos
del mismo, o de los modelos analiticos sencillos cuando el yacimiento es
pequeño.
Yacimientos Subsaturados
Son aquellos yacimientos cuya presiòn inicial es mayor que la presiòn de rocio (Pi >
Proc). La mezcla se encuentra inicialmente en fase gaseosa con deficiencia de
liquido en solución. Durante el agotamiento de presión, la composición del gas
condensado permanece constante hasta alcanzar la presión de roció, lo mismo la
relación gas condensado en superficie.
Yacimientos Saturados
En este caso la presión inicial es igual a la presión de roció (Pi=Proc). La mezcla se
encuentra inicialmente en fase gaseosa en equilibrio con una cantidad infinitesimal
de líquido. Tan pronto disminuye la presión del yacimiento ocurre formaciòn del
líquido en el mismo, a este líquido se le llama CONDENSADO RETRÓGRADO. En
ningún caso se debe tener que Pi sea menor que Proc (la muestra PVT no serìa
representativa de la zona de gas condensado).
Yacimientos De Gas Condensado Con Condensación Retrógrada En El
Yacimiento
Estos yacimientos se caracterizan por la formaciòn de condensado retrógrado en el
yacimiento al caer la presión por debajo de la presión de roció retrógrada. Debido a
que los primeros componentes que se condensan son los menos volàtiles(más
pesado), el rendimiento del líquido (BN cond./MMPCN gas de separador) de la
mezcla de hidrocarburo producido disminuye con tiempo (a medida que la presión
del yacimiento cae por debajo de la presión de roció).
Yacimientos De Gas Condensado Sin Condensación Retrógrada En El
Yacimiento
La presión de este yacimiento se mantiene igual o superior a la presión de roció
retrógrada, no ocurre condensación retrógrada en el yacimiento. La composición de
la mezcla de hidrocarburo producida no varía y el rendimiento de líquido en
superficie permanece aproximadamente constante. Este comportamiento es similar
a los yacimientos de GAS HÚMEDO.
La presión de un yacimiento de gas condensado se mantiene por encima de la
presión de roció retrógrada cuando esta asociado a un acuífero activo o está
sometido a un proceso de mantenimiento de presión.
Resumen Tomado de: Ingenieria De Gas Condensado. Gonzalo Rojas.
Mecanismos De Empuje
El mecanismo de empuje del yacimiento es el que aporta la energìa que mueve el
hidrocarburo localizado en un tanque del yacimiento hacia el pozo mientras es
extraìdo. Existen cinco mecanismos de empuje comunes como lo son el empuje de
agua el cual se clasifica en fuerte y parcial,expansion del gas,gas en solucion,empuje
de roca (Compactacion) y segregacion gravitacional. Un tipo usualmente prevalece,
aunque diferentes tipos de empujes pueden ocurrir en combinacion.
Un analisis de las curvas de declinacion de producciòn proporciona una buena
indicaciòn del mecanismo de empuje dominante.
Empuje De Agua
En este tipo de reservorio no existe capa de gas, por lo tanto la presión inicial es
mayor que la presión del punto de burbuja. Cuando la presión se reduce debido a la
producción de fluidos, se crea un diferencial de presión a través del contacto aguapetróleo. El agua del acuifero invade al reservorio originando una intrusiòn o
influjo el cual permite que expande y desplaze el petròleo o gas que se encuentra en
la parte invadida desde el yacimiento hacia el hoyo mientras la presiòn cae.
*Dependiendo de la forma como ingresa el agua al reservorio de petróleo, los
reservorios por empuje de agua se denominan:


Reservorios por empuje de fondo, en la cual la formación es
usualmente de gran espesor con suficiente permeabilidad vertical, tal que el
agua puede moverse verticalmente. En este tipo de reservorios la
conificación puede convertirse en un gran problema.
Reservorios por empuje lateral, en la cual el agua se mueve hacia el
reservorio desde los lados.
*Este mecanismo se clasifica en:


Empuje De Agua fuerte: Este mecanismo existe solo donde el acuìfero es
de calidad igual o mayor que el yacimiento y tiene un volumen al menos 10
veces mayor al del yacimiento o està conectada a una recarga superficial.
Este tipo de empuje es mucho màs efectivo en yacimientos de petròleo que
de gas.
Empuje De Agua Parcial: Este tipo de empuje resulta donde un acuìfero
tiene una calidad màs baja en terminos de geometrìa de poros o tiene un
volumen limitado, y se produce una expansiòn limitada de agua. Cuando
disminuye el aporte de agua, la tasa de producciòn de Hidrocarburos cae
màs rapido que en un yacimiento con fuerte empuje de agua y se reduce el
recobro.
*Algunos indicadores para determinar la presencia de un empuje de agua son:




El hidrocarburo (petróleo o gas) esta rodeado por agua.
Debe existir suficiente permeabilidad para permitir el movimiento del agua
(por lo menos 50 md).
A medida que el tiempo transcurre, la producción de agua incrementa.
El método de balance de materiales es el mejor indicador.
*Caracterìsticas el cual se puede predecir el tipo de empuje:




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La presiòn del reservorio permanece alta.
La producciòn de agua aumenta gradualmente a rapidamente en la via del
yacimiento.
El comportamiento del pozo fluye hasta que la producciòn de agua es
excesiva.
El GOR de superficie permanece bajo.
RGP (relacion gas-petroleo) es relativamente constante.
Tiene un alto factor de recobro (>=50%).
Declinaciòn de producciòn y presion plana a gradual.
Expansion Del Gas
Para este tipo de reservorios se considera que la presión inicial del reservorio es
exactamente igual a la presión del punto de burbuja. Esto ocurre debido a que en el
transcurso del tiempo geológico, debe existir el equilibrio entre el petróleo y el gas.
Con este tipo de empuje el petróleo esta manteniendo la máxima cantidad de gas en
solución.
En yacimientos con poco o nulo empuje de agua, la expansion del gas
frecuentemente proporciona la energìa necesaria para mover los hidrocarburos al
pozo a medida que se va reduciendo la presiòn del yacimiento por efecto de la
producciòn. El gas libre en un yacimiento de gas o en la capa de gas de un
yacimiento de petròleo se expande para reemplazar los hidrocarburos producidos.
La presiòn cae en proporcion al volumen de hidrocarburos removidos del
yacimiento y la calidad del yacimiento. Estos yacimientos con este tipo de empujes
tienen en su mayoria un acuìfero limitado y una eficiencia de recuperación
promedio del orden de 20 a 40 % del petróleo original en sitio.
*Las características de reservorio que originan que la expansión de una capa de gas
recupere mas petróleo son:
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


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
Baja viscosidad del petróleo.
Alta gravedad API del petróleo.
Alta permeabilidad de la formación.
Altorelieve estructural.
Gran diferencia de densidad entre el petróleo y el gas.
Caida moderada en la presion del yacimiento.
No hay produccion de agua o es relativamente baja.
declinacion moderada de produccion.
RGP aumenta rapidamente en pozos altos estructuralmente.
factor de recobro moderado (tipicamente 30%).
Gas En Soluciòn
Este es el principal mecanismo de empuje para aproximadamente un tercio de
todos los reservorios de petróleo del mundo. En un reservorio de Empuje por Gas
en Solución no existe capa de gas o Empuje por Agua por lo tanto la energia para
empujar al petròleo al hoyo puede ser proporcionada por la expansiòn del petròleo
debido al gas expandiendose en soluciòn. Cuando la presiòn cae debajo del punto
de burbuja en el yacimiento, se forman pequeñas y dispersas burbujas de gas en los
poros, que tambien empujan al petròleo haia el hoyo. A unos 5-10% de gas libre en
el reservorio, las burbujas se unen y el gas se mueve hacia el hoyo como una fase
fluyente separada. Cuando esto ocurre, la producciòn de crudo cae y la producciòn
de gas aumenta rapidamente debido al aumento de la permeabilidad relativa al gas.
La presión inicial del reservorio está sobre o igual a la presión del punto de burbuja.
Si asumimos que la presión inicial esta sobre la presión del punto de burbuja,
entonces la presión como consecuencia de la producción declinará rápidamente
hasta el punto de burbuja. Durante este periodo, todo el gas en el reservorio
permanece en solución. Una vez que la presión ha declinado hasta la presión del
punto de burbuja, la producción adicional causará que esta decline por debajo del
punto de burbuja con la consiguiente evolución del gas libre en el reservorio.
Después que la saturación de gas excede la saturación crítica, este se hace móvil. A
fin de que no se forme una capa de gas, la permeabilidad vertical debe ser pequeña.
Sobre la base de esto el gas libre fluirá en el reservorio y permitirá que se
incremente el GOR observado en los pozos.
La eficiencia de recuperación sobre el punto de burbuja esta normalmente en el
rango de 3% o menos. La recuperación de petróleo para este mecanismo
usualmente esta en el rango de 5 a 30 % del petróleo original en-sitio. Los factores
que tienden a favorecer una alta recuperación incluyen alta gravedad API del crudo
(baja viscosidad), alto GOR de solución y homogeneidad de la formación.
*Caracterìsticas el cual se puede predecir el tipo de empuje:
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


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
Caida rapida en la presion del yacimiento temprano en la historia de
producciòn.
Declinaciòn de producciòn exponencial.
No hay producciòn de agua,o es relativamente baja.
RGP aumenta tempranamente y luego disminuye cuando la gas se agota.
Factor de recobro bajo (<=20%).
El comportamiento del pozo requiere bombeo desde la etapa inicial.
el GOR de superficie primero es bajo,luego se eleva hasta un maximo y
despues cae.
Empuje De La Roca (Compactacion De La Roca)
Mientras la presiòn de los fluidos del yacimiento declina, la presiòn en los solidos o
presiòn neta de confinamiento (Pnc) se incrementa debido a que el fluido en los
poros soporta menor peso de la sobrecarga. Algunos yacimientos responden al
aumento en la Pnc por el colapso de su espacio poral; esta puede ser una via
eficiente para expulsar los hidrocarburos. Este empuje por roca es comun en
yacimientos someros o con sedimentos no consolidados. Tambien se espera que
ocurra donde la porosidad se ha mantenido abierta por altas presiones de fuidos.
*Caracterìsticas el cual se puede predecir el tipo de empuje:

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
Yacimiento no consolidado.
Yacimiento en seccion de sobrepresiòn.
No declina mientras el yacimiento se compacta,luego alta declinacion de
producciòn.
Segregaciòn Gravitacional
El gas libre a medida que sale del petróleo, se mueve hacia el tope del reservorio
mientras que el petróleo drena hacia abajo a traves de un yacimiento bajo la
influencia de la gravedad y la permeabilidad vertical. Para que esto ocurra debe
existir suficiente permeabilidad vertical para permitir que las fuerzas
gravitacionales sean mayores que las fuerzas viscosas ( Aunque algunos de estos
reservorios no tienen una capa de gas inicial, la recuperación será mayor si esta
existe) dentro del reservorio o un buzamiento pronunciado de los estratos,y es
comùn en yacimientos fracturados.
Si no se considera el aspecto económico, este es el mecanismo de empuje primario
más eficiente. Las eficiencias de recuperación están en el rango de 40 a 80 %,
especialmente si hay altos buzamientos, el petroleo tiene baja viscosidad,y el
drenaje de petròleo desde el tope de la columna se reemplaza por el gas liberado.
*Las características de producción que indican la ocurrencia de un drenaje
gravitacional o segregación son las siguientes:



Variaciones del GOR con la estructura.
Aparente mejora del comportamiento de la permeabilidad relativas
gas/petróleo.
Aparente tendencia al mantenimiento de presión.
*Caracterìsticas el cual se puede predecir el tipo de empuje:

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
Capas con alto buzamiento o permeabilidad vertical mayor a la horizontal.
Yacimiento Fracturado.
Petròleo de baja viscosidad.
Rapida declinaciòn de producciòn.
Alta tasa de recobro pero frecuentemente con bajo volumen recuperado.
22 noviembre 2008
Yacimientos naturalmente fracturados
El sistema petrolero consiste en una serie de
elementos y procesos geológicos: roca madre, roca sello, roca reservorio, sobrecarga
y trampa; cada uno, actuando sincronizadamente; derivan en la acumulación de
volúmenes de hidrocarburos.
La fracción de la trampa, que está saturada petróleo y/o gas, siempre en presencia
de agua, se denomina yacimiento de hidrocarburos.
Un yacimiento de hidrocarburos, es un sistema que, por estar confinado, está
sometido a esfuerzos de deformación y a la presión de las cargas suprayacentes. Los
hidrocarburos se presentan en forma líquida y gaseosa. La distribución de las fases
obedece a diferencias de densidad, así como a las permeabilidades verticales del
yacimiento. Existen yacimientos en los que los hidrocarburos sólo son líquidos o
sólo gases.
Los yacimientos naturalmente fracturados se definen como aquellos yacimientos de
hidrocarburos cuya producción está influenciada por la presencia de fracturas.
Se conocen como fracturas, aquellas discontinuidades planas en el material que
compone la roca, pueden ser microscópicas o macroscópicas, ellas aparecen debido
a que los esfuerzos de confinamiento a los que ha estado sometida la roca, son
superiores a los esfuerzos de ruptura. Las fracturas naturales influyen en el
comportamiento tanto de la producción como en la declinación de presión del
yacimiento. Esta influencia puede resultar tanto negativa como positiva sobre todo
en la parte del flujo de fluidos. Por ejemplo, las fracturas abiertas, es decir, que no
han sido cementadas o parcialmente mineralizadas (con buena permeabilidad), por
lo general tienen un efecto positivo en el flujo de petróleo; pero adversamente
ocurre con el flujo de agua y gas, ya que por la alta permeabilidad que aquellas
presentan tienden a ocurrir los problemas de conificación. Por otro lado, las
fracturas totalmente cementadas o mineralizadas pueden crear barreras de
permeabilidad a todos los tipos de flujo.
¿Cómo identificar un yacimiento naturalmente fracturado?
Existen diversas maneras de detectar si se está en presencia o no de un yacimiento
naturalmente fracturado:



Sucede con frecuencia que un pozo produce a tasa muy altas y se registra
una declinación brusca de ésta, aparentemente, sin alguna explicación de
este problema; este es uno de los indicadores de la presencia de fracturas en
un yacimiento.
Uno de los aspectos más resaltantes de este tipo de yacimientos es su
condición de doble porosidad, que está definida como primaria y secundaria
Otros indicadores de la presencia de fracturas son los problemas de pérdida
de circulación en un pozo al perforarse, así como también los cambios en la
tasa de penetración y, a la información que se obtiene de los núcleos.
Geometría de los yacimientos naturalmente fracturados
El yacimiento naturalmente fracturado es representado matemáticamente, por
medio del modelo de doble porosidad, que consiste en la superposición de dos
sistemas porosos con diferentes características. La porosidad matricial en el
modelo, es llamada porosidad primaria, mientras que la inherente a la red de
fracturas, vacuolas, estilolitas y otras; es llamada porosidad secundaria.
Comportamiento de producción de los Yacimientos naturalmente
fracturados
A continuación se explican las características básicas del comportamiento de
producción para el tipo de yacimientos en estudio.

Ausencia de la zona de transición
La zona de transición, característica clave de los yacimientos matriciales con
permeabilidades bajas, no se encuentra presente en los yacimientos
naturalmente fracturados, en los casos donde la matriz es de muy baja
permeabilidad o nula, de manera tal, que los efectos de presión capilar no
ocurren en la zona intergranular o porosa de la matriz, gracias a la ausencia
de desplazamiento de fluidos a través de ella. Todo esto es debido a que en
los espacios abiertos de las redes de fracturas la presión capilar es casi nula
por las dimensiones de este espacio poroso y, en consecuencia, el equilibrio
entre las fases: gas, agua, petróleo, queda definido únicamente por las
fuerzas gravitacionales, es decir, forman un interface horizontal y bien
delimitada en sus contactos; sin zona de transición.
Por lo tanto, los contactos originales agua-petróleo y gas-petróleo sólo
pueden ser ubicados por medio del análisis de niveles de fluidos en los pozos
de observación a lo largo de la historia de producción del yacimiento.

Propiedades PVT respecto a la profundidad
Cuando se describe un yacimiento fracturado, si las fracturas tienen una
buena continuidad tanto horizontal como vertical, es posible que se presente
un proceso de convección como resultado de la combinación de la expansión
térmica del fluido y la compresión gravitacional. En el transcurso del tiempo
geológico, este proceso de convección llega a promover la uniformidad de la
composición del hidrocarburo a lo largo del yacimiento, manteniéndose
constante tanto la presión de burbujeo como el resto de las propiedades PVT
sin importar cuál sea la profundidad a la que se esté tomando.

Relación entre la caída de presión alrededor de los pozos productores y la
tasa.
En un yacimiento fracturado la caída de presión en las cercanías de los pozos
productores es pequeña cuando se compara con el alto diferencial de presión
en esas mismas zonas en los casos que no existen fracturas, debido a la baja
permeabilidad de la matriz. Este fenómeno se debe a:
El flujo de fluidos hacia los pozos en un yacimiento fracturado ocurre sólo a
través de la red de fracturas debido a que los bloques de la matriz
únicamente alimentan a las fracturas con fluido.
La inmensa permeabilidad intrínseca de las fracturas comparada con la de la
matriz, que permite alcanzar altas tasas con caídas de presión mínimas.

Capa de gas en la red de fracturas
A medida que fluye el hidrocarburo a través de la fracturas se presenta un
gradiente de presión muy bajo, lo cual facilita la segregación del gas liberado
hacia la parte superior de la red de fracturas, en las cuales se termina
formando una capa de gas en su parte superior.

Patrón de declinación de presión
Anteriormente se adelantó que por unidad de petróleo producida, la tasa de
declinación de presión es realmente baja cuando se trata de un yacimiento
fracturado saturado, en comparación con un yacimiento que no presenta
fracturas.

Relación Gas-Petróleo
Una vez más en los yacimientos fracturados se reconoce una mejora respecto
a los yacimientos matriciales. En este caso se quiere hacer notar que la
relación gas-petróleo en los yacimientos fracturados, es menor en función a
la producción, que en los yacimientos matriciales. Esta diferencia se debe
básicamente a la baja presión capilar que presentan los espacios porosos de
las fracturas, y como consecuencia el gas libre logra segregarse rápida y
fácilmente hacia las zonas superiores de la fractura y del yacimiento en lugar
de fluir hacia los pozos productores.

Relación Agua-Petróleo
Éste parámetro, en los yacimientos naturalmente fracturados, es función de
la tasa de producción, mientras que en los yacimientos matriciales será
función de diversos factores como las características de la roca y de los
fluidos, así como el comportamiento de desplazamientos de fluidos; todo
esto una vez más junto con la tasa de producción.
Basado en informacion obtenida de: Capitulo 9, Predicting Reservoir System
Quality and Performance por Dan J. Hartmann y Edward A. Beaumont
Publicado por Josmary Castro en 14:22
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17 noviembre 2008
Faja Petrolifera del Orinoco (FPO)
La Faja Petrolífera del Orinoco es el
territorio que ocupa la franja meridional de la Cuenca Oriental de Venezuela, al sur
de los Estados, Guárico, Anzoátegui, Monagas y Delta Amacuro, paralela al curso
del río Orinoco. Abarca una extensión de 600 Km. de este a oeste y 70 Km. en
dirección Norte Sur, con un área aproximada de 55.314 Km2.
La exploración de la Faja Petrolífera del Orinoco comenzó en el año 1935 con la
perforación del pozo “La Canoa –1X” ubicado cercano al caserío rural de La Canoa
en el Estado Anzoátegui. Este pozo alcanzó una profundidad de 3850 pies
mostrando algunas arenas delgadas saturadas de petróleo muy viscoso.
El área está dividida en cuatro zonas de exploración y producción como son Boyacá
(antiguamente conocida como Machete), Junín (antes Zuata), Ayacucho (antiguo
Hamaca); y Carabobo (antes Cerro Negro). El área actual en exploración es de
11.593 Km2.
Los recursos más importantes de petróleo con que cuenta Venezuela están situados
en la faja petrolífera del Orinoco. Se trata de petróleo no convencional, muy pesado,
con un alto contenido de azufre y de difícil explotación y comercialización.
Se estima que la Faja Petrolífera del Orinoco contiene 236.000 millones de barriles
de crudo extra pesado, lo que la convierte en la reserva de petróleo más grande del
mundo.
Los crudos de la Faja del Orinoco son tan pesados que se hunden en el agua y
cuando son extraídos se encuentran en forma líquida, pero se solidifican
rápidamente. Eso dificulta mucho el manejo de este tipo de crudos. Por eso, antes
de los desarrollos tecnológicos de las últimas décadas, la explotación del crudo de la
Faja era considerada por muchos imposible, dado que estaba muy lejos de ser un
negocio rentable. Pero, los avances tecnológicos permitieron reducir
considerablemente los costos de extracción, así como aminorar el impacto
ambiental de esta actividad. También fue desarrollada una tecnología que permitía
la calidad del crudo. Así, a medida que avanzaba la tecnología, la explotación del
petróleo de la Faja se fue transformando en una realidad.
Producción actual
La Faja Petrolífera del Orinoco tiene muchos años de producción.
Los pozos multilaterales, la perforación horizontal, el uso de bombas electro
sumergibles y la inyección de vapor y diluentes han resultado elementos exitosos
para tener los altos volúmenes de producción que reporta el Ministerio de Energía y
Petróleo para las cuatro Asociaciones Estratégicas y Bitor. Para el pasado año, se
estaban produciendo 617.000 barriles diarios de crudos extrapesados y bitumen, a
través de unos 961 pozos activos, lo que produce el excelente indicador de 642
barriles diarios por pozo.
Abajo se muestra un grafico de las compañías que operan actualmente en la FPO.
Actualmente PDVSA junto con otras empresas estatales y compañías de servicio
prevén una inversión de 15 millardos 320 millones de dólares entre los años 20062012. Estas iniciativas están contempladas en el Proyecto Orinoco, enmarcado en el
plan Siembra Petrolera 2005-2030 para el desarrollo de la Faja. La estrategia para
el desarrollo de este proyecto, se centra en la cuantificación y certificación de las
reservas de los 4 grandes campos antes mencionados.
Publicado por Josmary Castro en 21:34
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16 noviembre 2008
Registros Eléctricos
La resistividad de la formación es un parámetro clave para
determinar la saturación de hidrocarburos. La electricidad puede pasar a través de
una formación debido al agua conductiva que contenga dicha formación.
Registros eléctricos convencionales
En los primeros 25 años del uso de registros de pozos, los únicos registros de
resistividad disponibles fueron los sondeos eléctricos convencionales. Se llevaron a
cabo miles de ellos cada año por todo el mundo. Desde entonces, se han
desarrollado métodos de medición de resistividad más sofisticados a fin de medir la
resistividad de la zona lavada, Rxo, y la resistividad real de la zona virgen, Rt.
El registro eléctrico convencional consiste en medir la resistividad de la formación,
ofreciendo de esta manera una herramienta muy importante para el geólogo,
geofísico, petrofísico, ingeniero de petróleo y perforador, ya que permite identificar
zonas prospectivas y otras.
Por lo general, el perfil eléctrico contiene cuatro curvas:
Normal Corta (SN) de 16”, esta mide la resistividad de la zona lavada (Rxo), es
decir la zona que fue invadida por el filtrado de lodo.
Normal Larga (NL) de 64”, ésta mide la resistividad la resistividad en la zona
virgen (Rt).
Lateral de (18 ’- 8”), es utilizada para medir la resistividad verdadera de la
formación cuando no es posible obtener un valor preciso de la curva normal larga.
Potencial espontáneo (SP), es un registro de la diferencia de potencial entre el
potencial eléctrico de un electrodo móvil en el pozo y el potencial eléctrico de
electrodo fijo en la superficie en función de la profundidad.
Enfrente de lutitas, la curva de SP por lo general, define una línea más o menos
recta en el registro, que se llama línea base de lutitas.
Enfrente de formaciones permeables, la línea muestra deflexiones con respecto a la
línea base de lutitas; en las capas gruesas estas deflexiones tienden a alcanzar una
deflexión esencialmente constante, definiendo así una línea de arenas.
Ésta curva de potencial espontáneo es muy útil, ya que permite detectar capas
permeables, correlación de capas, determinar la resistividad del agua de formación
y una estimación aproximada del contenido de arcillas.
Principio de funcionamiento de los perfiles eléctricos
Se introducen corrientes en la formación, por medio de electrodos de corriente y se
miden los voltajes entre los electrodos de medición. Estos voltajes proporcionan la
resistividad de cada dispositivo.
Se deben utilizar lodos conductivos a base de agua o lodos de emulsión de petróleo.
En general, cuanto mayor sea el espaciamiento entre los electrodos, mayor es la
investigación dentro de la formación. Así, la curva lateral de 18 pies 8 pulgadas,
tiene mayor profundidad de investigación y la normal corta de 16”, las más somera.
13 noviembre 2008
Balance de Materiales en Yacimientos de Gas
Antes de hablar de la ecuación de balance de materiales aplicada a yacimientos de
gas es necesario definir algunos términos
Gases ideales
Un gas ideal debe cumplirá las siguientes condiciones: las moléculas no colapsan
entre ellas ni exhiben fuerzas de atracción o repulsión y además 1 mol de cualquier
gas ideal contiene el mismo numero de moléculas y ocupa igual volumen a las
mismas condiciones de P y T.
Combinando la ley de Boyle, la ley de Charles y la ley de Avogadro se pudo llegar a
una ecuación comúnmente conocida como ecuación de estado de los gases ideales,
la cual se expresa de la siguiente manera:
PV=NRT
Gases Reales
Un gas real es una colección de moléculas en movimiento, las moléculas pueden o
no colapsar entre ellas y ejercen fuerzas de atracción y repulsión.
A condiciones de yacimiento, los gases se desvían del comportamiento ideal, es por
ello que se le agrega un término de corrección (Z) a la ecuación de los gases ideales,
quedando de la siguiente forma:
PV=ZNRT
Cabe destacar que esta no es la única ecuación de estado para los gases reales,
algunos autores tienen sus propias ecuaciones pero esta es la más sencilla.
Este factor de correcion (Z) puede ser calculado de dos maneras:
Experimentalmente, utilizando las temperaturas y presiones seudoreducidas del
gas e implementando la grafica de Standing y Katz.
Matematicamente, a través del factor volumétrico de formación del gas.
En este caso se desarrollará de ecuación de balance de materiales para yacimientos
de gas seco.
Partiendo de:
Minicial- Mproducida + Mentrada=Mremanente
G=VbǾSg/βgi
Quedando la ecuación general de balance de materiales para yacimientos de gas
como:
(Pce.Gp)/Tce=(Pi.Vi)/(Zi.Ty)- Pf(Vi - We + Wpβw)/Zf.Ty
Si se considera el yacimiento como volumétrico, es decir, con We y Wp=0, la
ecuación quedaría:
Gp=(Tce.Pi.Vi)/(Pce.Zi.Ty) - Pf(Vi.Tce)/Zf.Ty.Pce
Donde:
b=(Tce.Pi.Vi)/(Pce.Zi.Ty) y m=(Tce.Vi)/(Pce.Ty)
Quedando la ecuación de la siguiente manera:
Gp= b – m.Pf/Zy
Al graficar Pf/Zf vs Gp la curva debe ser una línea recta, de no ser asi posiblemente
puede haber algún mecanismo que no se está considerando en la ecuación, como
por ejemplo existe influjo de agua (We) o puede haber algún error en los cálculos.
La linealidad solo se cumple para yacimientos volumétricos.
Otra forma de la ecuación de balance materiales
Para adaptar dicha ecuación en términos que normalmente conocemos, en función
de los factores volumétricos de formación del gas, la ecuación queda de la siguiente
manera:
Gpβg+Wpβw=G(βg-βgi)+We
Expresando dicha ecuación como una línea recta:
F/Eg=G+We/Eg
donde:
F= Gpβg+Wpβw ; Eg= βg-βgi
Ahora bien, ¿Que pasa si parte del gas se condensa a condiciones de superficie?
La ecuacion queda basicamente de la misma manera, solo que ahora se va a tener
liquido produciso y gas producido pero como no se puede tener liquido en la EBM
se debe transformar ese liquido que se originó por condensacion a un equivalente
de gas.
Este factor de conversion de liquido a gas se expresa asi:
Factor de conversion= 132,990.(ϒo/PM)
Posteriormente este factor se multiplica por Np y se obtiene el equivalente en Gp.
Para finalizar, cabe resaltar que este método solo se puede aplicar en yacimientos
de gas seco, ya que en yacimientos de gas condensado existe liquido en el
yacimiento y tendria que utilizarse otro principio.
09 noviembre 2008
Levantamiento artificial por bombeo de Cavidades
Progresivas
A finales de los años 20, René Moineaus diseñó un
compresor rotatorio de tipo tornillo, mecanismo capaz de variar la presión en un
fluido permitiendo desplazarlos eficientemente. Luego aplicando su diseño
desarrolló bombas con un mecanismo helicoidal. Creando la Bomba de Cavidades
Progresivas. Este sistema se implementó por primera vez en Venezuela en 1983.
Actualmente son utilizados en los campos de Costa Bolívar (Lagunillas, Tía Juana y
Cabimas, existen aproximadamente 300 pozos instalados) y en todo el país, cerca
de 450 pozos.
Equipos de Superficie
Cabezal Giratorio: Sostiene la sarta de cabillas y la hace rotar.
Motor: Acciona el cabezal giratorio a través de poleas y cadenas.
Barra Pulida y Grapa: Está conectada a la sarta de cabillas y soportada del cabezal
giratorio mediante una grapa.
Prensa Estopa: Sella espacios entre la barra pulida y la tubería de producción.
Equipo de Subsuelo
Tubería de Producción: Comunica la bomba de subsuelo con el cabezal y la línea de
flujo.
Sarta de Cabillas: Conjunto de cabillas unidas entre sí introducidas en el pozo.
Estator: Hélice doble interna, fabricada con un elastómero sintético adherido
dentro de un tubo de acero.
Rotor: El rotor consiste en una hélice externa con un área de sección transversal
redondeada y tornada a precisión.Elastómero: Es Una goma en forma de espiral y
esta adherida a un tubo de acero el cual forma el estator.
Diseño
Consiste en un engranaje helicoidal enroscado extremo simple (Rotor), el cual rota
excéntricamente dentro de un engranaje helicoidal enroscado interno doble
(Estator).
Funcionamiento
Un motor transmite movimiento rotacional a una sarta de cabillas a través de
distintos engranajes, esta sarta de cabillas hacen girar al rotor, formando cavidades
progresivas ascendentes. El crudo se desplaza hasta la superficie por efecto del
rotor que gira dentro del estator fijo.
Ventajas
Altas Eficiencias volumétricas
Produce fluidos más viscosos
Capacidad de bombear arena y gas libre
Buena resistencia a la abrasión
Utilización de motores más pequeños y por ende menores costos de levantamiento
Relativamente silenciosa
Menor costo de capital comparado con otros métodos de levantamiento artificial
Ocupa poco espacio en la superficie
Desventajas
El elastómero se hincha o deteriora en exposición a ciertos fluidos
El estator tiende a dañarse si la bomba trabaja al vacio
La temperatura a la profundidad de la bomba afecta el elastómero
No opera con eficiencia a grandes profundidades debido a las grandes extensiones
de cabillas necesarias
No se emplea en crudos livianos
Se sugiere utilizar las BCP con crudos entre 8 y 21 grados API y con bajo contenido
de aromáticos.
Aplicaciones
Explotación del petróleo pesado o liviano
Pozos desviados
Explotación de pozos de gas
Aunque el sistema de bombeo puede parecer complejo, el principio de
funcionamiento de la bomba de cavidad progresiva es sencillo, los componentes
primordiales son el rotor y estator.
El desarrollo de las BCP en los últimos años ha estado dirigido principalmente a la
investigación de los materiales de fabricación de las bombas. En este sentido han
desarrollado una amplia gama de elastómeros. También se han hecho progresos en
el área de automatización de sistemas.
Volúmenes De Fluidos Producidos
El yacimiento a menos que se hayan inyectado fluidos extraños como
polímeros,CO2,Nitrógeno.. entre otros produce en forma natural gas ,petróleo y
agua.

Petróleo Producido
El volumen de petróleo generalmente se mide en los tanques de almacenaje a
presión atmosférica y luego del proceso de separación a diferentes presiones,tanto
del gas en solución como del gas libre que se esta produciendo y también el
porcentaje de agua. Este petróleo medido a presión atmosférica y temperatura
ambiente se denomina Petróleo Muerto (sin gas en solución). Sin embargo,como
la temperatura en los tanques puede variar,afectando directamente el volumen
medido,se convierte los volúmenes medidos a una temperatura base que
generalmente es de 60¨f(15.5¨c).
El volumen de petróleo producido acumulado(Np) se anota en barriles normales el
cual refleja que el volumen medido corresponde a 14,7 lpc y 60¨f. Generalmente
esta medicion de petróleo en la superficie son bastantes precisas ya que sobre ese
volumen se basan los pagos de impuesto y otros gravámenes al Ejecutivo
Nacional y a terceros.
Un aspecto de incertidumbre potencial es la Proveniencia del crudo producido. En
algunas ocasiones por problemas mecánicos (fallas en la cementacion o fallas en
los equipos como mangas o empacaduras) la producción medida en la superficie
se atribuya en su totalidad a un yacimiento del que realmente no proviene
totalmente dicha producción.

Gas Producido o Inyectado
La corriente de gas producto se puede medir con medidores de desplazamiento
positivo,o más comúnmente por medio de orificios debidamente calibrados para
convertir a volúmenes las caídas de presión a través del orificio. Los volúmenes
medidos de gas dependen de la presión y temperatura en el punto de medición y
se convierten a volúmenes normales (pies cúbicos o metros cúbicos).
Una fuente común de error es la falta de medición del volumen de gas liberado
entre el ultimo separador y los tanques. Si este gas no se mide o estima y no se
agrega a los volúmenes medidos en los separadores,las cifras anotadas de gas
producido serán consistentemente inferiores a los volúmenes realmente
producidos.
Con respecto al gas inyectado las mediciones con discos en los pozos inyectores
son bastantes precisos. No ocurre lo mismo con las mediciones hechas en las
plantas completas,donde las cifras de volúmenes venteados generalmente no son
registradas adecuadamente. Para este gas también puede suceder el problema de
que siendo la medición totalmente correcta,el gas inyectado podría estar
acreditándose incorrectamente a un yacimiento como resultado de problemas
mecánicos hoyo-abajo.

Agua Producida e Inyectada
En la práctica el volumen de agua producida por lo pozos de un yacimiento no se
mide directamente ya que a los pozos se le hacen pruebas regularmente,se
muestrean los fluidos producidos y se mide el porcentaje de agua obtenido durante
la prueba. Este volumen producido durante el periodo que bien puede ser de
semanas o de meses se determina utilizando la producción de petróleo medida
durante el periodo.
A diferencia del agua producida calculada,el volumen de agua inyectada
generalmente se mide con medidores de desplazamiento positivo. En algunas
oportunidades no se registran los volúmenes inyectados,sino que también se
estiman mediante las revoluciones de la bomba centrifuga de inyección y utilizando
una gráfica de funcionamiento de la bomba.
Información Obtenida del libro: Yacimientos De Hidrocarburos. Serie Técnica
¨Efraín E. Barberii¨
Metodos Para Estimar Las Reservas De Hidrocarburos En
Función Del Tiempo O Grado De Agotamiento
La Ingeniería De Reservas es la rama de la ingeniería de petróleo que se encarga
de estimar las cantidades de crudo y gas originales en sitio (POES y GOES).
Apoyandose en técnicas probabilísticas y de cálculos matemáticos y físicos se ha
logrado alcanzar métodos de alta fiabilidad que permiten estimar y predecir los
comportamientos del yacimiento durante la producción e incluso antes de ella ya
que cuando se descubre un campo petrólero,no se tienen datos suficientes de
ninguno de los aspectos geológicos y físicos que permitan planificar el desarrollo
del yacimiento y por ende es necesario idear un plan que permita,de forma
redituable,la explotación del yacimiento obteniendo así el mayor margen de
recobro posible para ello se tienen los siguientes métodos:
1. Método Por Analogía: Este método se utiliza básicamente en la etapa
exploratoria,cuando se descubren yacimiento que no disponen de la
información propia y se requieren estimar el volumen del petróleo en sitio y
reservas para tener una idea de su potencialidad el cual toma en
consideraciones la características similares existentes con los yacimientos
cercanos y la información que aporta una comparación entre los pozos.
2. Método Volumétrico: Este método es uno de los mas usados ya que se
emplea en las etapas iniciales en que se comienza a conocer el campo o
yacimiento y se fundamenta en la estimación de las propiedades
petrófisicas de la roca y de los fluidos que se encuentran en el yacimiento
aun cuando no se ha empezado a producir. Para determinar el POES
existen parámetros que se deben tomar en cuenta para tener una mejor
estimación de las reservas de hidrocarburos ya que constribuyen de
manera directa a la exactitud de dichos cálculos:



Determinación del volumen de roca.
Determinación de la porosidad promedio.
Eficiencia de recobro o Factor de recobro.
3. Métodos basados en el análisis del comportamiento de yacimientos

Balance De Materiales: Este método se fundamenta en la premisa que
dice que el volumen poroso de un yacimiento permanece constante o
cambia de una manera pronosticable cuando la presión del yacimiento
disminuye como consecuencia de la producción de fluidos ,entonces como
el volumen poroso permanece constante eso esta indicando que los fluidos
remanentes en el yacimiento se están expandiendo,ocupando así el
volumen dejado por la salida de los fluidos producidos. También permita
conocer el comportamiento de los fluidos dentro del yacimiento en función
al tiempo o grado de agotamiento.
* Factor O Grado De Agotamiento: Es un dato que permite relacionar presiones
iniciales y finales dentro del yacimiento y así poder determinar cual sera la presión
de abandono en que se detendrá la producción. En modelos volumétricos se le
asocia este grado de agotamiento a un parámetro Pe (Presión estática).


Análisis De Curvas De Declinación De Producción: Se define como
declinacion de un pozo la disminución progresiva y continua de la tasa de
producción de dicho pozo,partiendo de su valor máximo inicial y como
resultado de la disminución también continua del factor (Ko¨p2-p1¨)/Uo a
medida que avanza el agotamiento de su área de drenaje.
Método De Simulación Y Modelación Computarizada De Yacimientos:
Este tipo de método utiliza como herramienta fundamental ecuaciones y
aspectos físicos relacionados con los métodos anteriores de volumétrica y
balanceo de materiales:
* Elementos fundamentales del yacimiento.
* Elementos Derivados.

Método Probabilistico Para La Determinación de Reservas: Este
método se baza en la revisión de datos geológico,ingenierías y económicos
en un campo parcialmente perforado.
Tecnología Precisa, Perforación Multilateral, Pozos
Horizontales
La utilización de esta técnica es definir un pozo multilateral como aquel que a partir
de una misma boca de pozo se accede con dos o más ramas, a uno o varios
horizontes productivos. Hasta la fecha no se ha encontrado una manera de
clasificar al tipo de pozo multilateral, ya que la forma y variedad está solo limitada a
nuestra imaginación y a las características de nuestros reservorios.
Así podemos tener:
. Vertical y horizontal al mismo reservorio.
· Vertical y horizontal a distintos reservorios.
· Dos o más dirigidos al mismo o distinto horizonte productivo.
· Horizontal con dos o más ramas.
· Vertical y varios horizontales a distintos reservorios.
· La estrutura final de un pozo multilateral será función del yacimiento y de los
recursos tecnológicos disponibles.
Ventajas Técnico-Económicas
Los primeros pozos múltiples fueron perforados en u.r.s.s. en la década del 50. En
1995, a raíz de la proliferación de los pozos y del estancamiento del precio del
crudo, las empresas petroleras se vieron en la necesidad de extraer más petróleo
por pozo. En este sentido los pozos horizontales pueden producir de 3 a 5 veces más
que los pozos verticales en la misma área, en casos especiales pueden llegar, como
máximo, a producir hasta 20 veces más que los pozos verticales. Es ahí donde se
produce el auge de esta nueva tecnología.
En general, los pozos horizontales tienen un costo de 1,2 a 2,5 veces más que los
pozos verticales en el mismo área; por ello, en muchas zonas se recurre a la
reterminación de pozos verticales como pozos horizontales puesto que ello implica
una reducción de costo del 12 hasta el 56 % por metro, si lo comparamos con un
nuevo pozo horizontal.
Entre las ventajas:
La utilización de pozos horizontales han incrementado las reservas probadas.
Utilidad
· Los pozos ramificados son útiles por las siguientes razones:Son muy rentables
para la producción de horizontes múltiples delgados, ya que los recintos hacen las
veces de fracturas mecánicas extensas.
· En yacimientos donde hay un solo horizonte productor de gran espesor y con gran
anisotropía vertical.
· En yacimientos donde el gradiente de fractura vertical es mayor que el horizontal y
la fractura se genera horizontalmente.
· En pozos offshore donde el traslado de una plataforma es muy significativo en el
costo total del pozo.
· En yacimientos marginales donde es imperativo reducir los costos de producción y
workover.
· Con el advenimiento de la cultura por el cuidado del medio ambiente, este tipo de
pozos reducen considerablemente el impacto ambiental(menos locaciones, menos
aparatos de bombeo, menor ruido, menor cantidad de líneas de transporte, menos
caminos, etc.).
· También se reducen costos de horas de equipo, cañerías, instrumental,
supervisión, etc.
Grados de complejidad generalmente las empresas
productoras de petróleo requieren 3 condiciones
ideales de este tipo de tecnologías:
1) Conectividad del recinto principal con cada uno de los ramales.
2) Posibilidad de reingresar a los ramales en forma selectiva.
3) Sello hidráulico entre el pozo madre y los ramales en la medida en que alguna de
estas condiciones no sea indispensable, el proyecto decrece en complejidad y costo.
Es así que nacen los distintos grados de complejidad
para los ml, a los que podemos dividir en 5 niveles:
· Pozo principal y laterales abiertos.
· Pozo principal entubado y laterales abiertos.
· Pozo principal entubado y cementado.
· Laterales entubados pero no cementados.
· Pozo principal y laterales entubados con sello hidráulico en las uniones a través de
cementación.
Integridad de presión en la unión llevada a cabo:
· Por la terminación.
· Por el casing.
Herramientas Especiales
Cuando se realizan este tipo de pozos existen herramientas cuyo uso es casi una
constante, y ellas son:
· Cuñas desviadoras: pueden ser permanentes o recuperables y se las utiliza para
desviar los pozos hacia el objetivo previsto fijándolas de la cañería madre. Existen
también cuñas para pozo abierto, aunque estas no son recuperables.
· Packers Inflables: generalmente se utilizan para colgar cañerías en pozo abierto
y/o aislar alguna zona.
De la calidad de los procedimientos para satisfacer estos requerimientos dependerá
el comportamiento futuro del pozo para producir el máximo potencial establecido
por la ingeniería de reservorios.
08 noviembre 2008
Reservas
En los limetes territoriales de este país tan hermoso
como lo es VENEZUELA existen depresiones en donde
a lo largo del tiempo se han estado acumulando
sedimentos y restos de materia orgánica, logrando
como resultado una acumulación de fluidos de
características energéticas de considerables valores
comerciales; todo este escenario se produce mediante
la actuación de elememtos tales como:



Presión
Temperatura
Gradientes Geotérmicos, etc.
De manera que pueden existir ese conjunto de
agrupaciones de material natural no renovable, pero
para determinar el cúmulo de ingredientes energéticos
del subsuelo, y verificar cuanto equivale su conteo o
presumir su existencia, deben evaluarse la extención
areal, a través de múltiples mecanismos de sondeo.
RESERVAS NACIONALES
Es aquella área Natural destinada a la protección de la diversidad biológica y la
utilización sostenible de los recursos flora y fauna silvestre, acuática o terrestre. En
ella se permite el aprovechamiento comercial de los recursos naturales bajo planes
de manejo aprobados, supervisados y controlados por la autoridad nacional.
RESERVAS POSIBLES DE HIDROCARBUROS
Son las reservas de hidrocarburos con menor grado de certeza de ser recuperadas,
que las probadas y las probables.
RESERVAS PROBABLES DE HIDROCARBUROS
Son las reservas de hidrocarburos estimadas con un bajo grado de probabilidad,
insuficiente para definir si pueden ser recuperadas.
RESERVAS PROBADAS DE HIDROCARBUROS
Cantidades de hidrocarburos estimadas a una fecha de terminada, cuya existencia
está demostrada con una certeza razonable por información geológica y de
ingeniería, y que pueden ser recuperadas bajo las condiciones económicas, métodos
de operación y regulaciones gubernamentales vigentes.
RESERVAS PROBADAS DESARROLLADAS DE
HIDROCARBUROS
Hidrocarburos que pueden ser razonablemente recuperados por los pozos
existentes con adecuados métodos de operación y condiciones económicas
existentes. Las reservas a obtenerse por recuperación mejorada pueden
considerarse desarrolladas sólo después que se ha instalado un proyecto de
recuperación mejorada.
RESERVAS PROBADAS NO DESARROLLADAS DE
HIDROCARBUROS
Son las reservas de hidrocarburos adicionales que se espera sean recuperadas por la
perforación futura de pozos, profundización de pozos existentes a un reservorio
diferente, o por la instalación de un proyecto de recuperación mejorada.
RESERVORIO DE HIDROCARBURO
Estrato o estratos en el subsuelo, que estén produciendo o que se haya probado que
sean capaces de producir hidrocarburos, que tienen un sistema común de presión
en toda su extensión, y que pueden formar parte de un yacimiento.
06 noviembre 2008
Calculo de Reservas
La Ingeniería de Reservas es la rama de la ingeniería
de petróleo que se encarga de estimar las cantidades de crudo y gas originales en
sitio (POES Y GOES). Apoyándose en técnicas probabilísticas y de cálculos
matemáticos y físicos se han logrado alcanzar métodos de alta fiabilidad que
permiten estimar y predecir los comportamientos del yacimiento durante la
producción e incluso antes de ella.
Reservas
Las reservas es la cantidad de hidrocarburos económicamente rentables a producir.
Estas están absolutamente relacionadas con la economía, pues las reservas pueden
variar si el precio de crudo declina o aumenta. Es decir, si hay una cantidad de
crudo rentable a producir cuando el precio del barril es alto, puede que cuando este
precio declina ya este hidrocarburo no sea tan rentable a producir, y como no es
rentable ya esa cantidad de crudo dejaría de ser reserva.
Clasificación de las reservas
Reservas Probadas: son las cantidades de petróleo que, por análisis de datos de
geología e ingeniería, pueden ser estimadas con "razonable certeza" que serán
recuperables comercialmente.
Reservas Probables: son las reservas no probadas que el análisis de datos de
geología e ingeniería sugieren que son menos ciertas que las probadas. En este
contexto, cuando se usen métodos probabilísticos, debe existir al menos una
probabilidad de 50 % de que la cantidad a ser recuperada será igual o excederá a la
suma del estimado de reservas probadas más las probables.
Reservas Posibles: son las reservas no probadas que el análisis de los datos de
geología e ingeniería sugieren que son menos ciertas a ser recuperadas que las
reservas probables. En este contexto, cuando se utilicen métodos probabilísticos,
debe existir al menos una probabilidad de 10 % de que las cantidades a ser
recuperadas serían iguales o excederían la suma de las reservas probadas más
probables y mas posibles.
Métodos para el cálculo de reservas
Los métodos más usados para el cálculo del volumen de reservas son los siguientes:
Método Volumétrico: Es utilizado para determinar POES y GOES, mas no
determina reservas como tal, pues éstas como se dijo antes es el volumen de crudo
que se puede producir y no todo el volumen de hidrocarburos que se encuentra en
el yacimiento se puede extraer. Sin embargo, este método es el más antiguo, simple
y rápido.
Curvas de Declinación de Producción: El típico análisis consiste en graficar datos
de producción contra tiempo en papel semilog e intentar ajustar estos datos con
una recta la cual se extrapola hacia el futuro. Las reservas se calculan con base en
una tasa de producción promedia anual.
La curva de declinación de producción es una curva que simula el comportamiento
de la producción del yacimiento, la cual puede ser logarítmica, exponencial, etc.
Balance de Materiales. El Balance de Materiales para estimar reservas se basa en:
Determinar los fluídos iniciales en el yacimiento.
Calcular la intrusión del agua hacia el yacimiento.
Pronosticar la presión y la producción del yacimiento.
Simulación de yacimientos: La función principal de un simulador es ayudar a los
ingenieros a entender el comportamiento de la presión y la producción y de este
modo predecir las tasas en cada pozo como función del tiempo. Para estimar las
reservas, hace falta construir un modelo virtual del yacimiento. Este modelo,
denominado modelo estático, es realizado conjuntamente por geólogos, geofísicos,
petrofísicos e ingenieros de yacimiento.
Una vez dado el modelo estático, el simulador es capaz de calcular los flujos a través
de todo el yacimiento. Los principios que rigen la simulación de yacimientos son
relativamente simples.
02 noviembre 2008
Comentarios sobre el Gas y Algunas de sus Aplicaciones
BIOGÁS
Es otra forma de gas natural, con la diferencia de que se puede producir de manera
artificial también, a través de bacterias que descomponen la materia orgánica
almacenada en estructuras cerradas, con ausencia de oxígeno. De manera natural se
da por la putrefacción de esta misma clase de materia. El biogás se usa en
industrias, para obtener energía eléctrica a partir de plantas de tratamiento de
aguas servidas y en algunos hogares, para cocinar.
PODER LÍQUIDO
En estado gaseoso, el gas natural sólo puede ser transportado con eficiencia por
medio de gasoductos. Pero cuando hay océanos de por medio, los gasoductos no
son funcionales. Por fortuna, cuando el gas natural se refrigera a temperaturas
menores a -162 grados centígrados, se condensa en un líquido que puede ser
colocado en un buque cisterna y transportado a lo largo de miles de kilómetros por
mar. Una vez en su destino, el gas licuado se restaura a su estado original en una
estación regasificadora. Por lo general, el proceso ha sido relativamente costoso.
APLICACIONES DEL GAS NATURAL
El gas natural es utilizado como materia prima en diversos procesos químicos e
industriales. De manera relativamente fácil y económica puede ser convertido a
hidrógeno, etileno, o metanol; los materiales básicos para diversos tipos de
plásticos y fertilizantes.
Las principales cadenas petroquímicas son las del gas natural, a partir del gas
natural se produce el gas de síntesis que permite la producción a gran escala de
hidrógeno, haciendo posible la producción posterior de amoníaco por su reacción
con nitrógeno, y de metanol, materia prima en la producción de metil-terbutil-éter,
entre otros compuestos.
El gas natural ofrece grandes ventajas en procesos industriales donde se requiere de
ambientes limpios, procesos controlados y combustibles de alta confiabilidad y
eficiencia.
ACTUALES Y FUTURAS DE GAS NATURAL EN VENEZUELA
El Plan Estratégico de Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA) 2006-2012, enmarcado
en el Plan Siembra Petrolera 2005-2030, promueve la aceleración de los diferentes
proyectos de exploración y producción de gas en tierra firme y costa afuera,
tomando en cuenta, además de las necesidades del mercado interno, la nueva
estrategia dispuesta por el Ejecutivo Nacional en cuanto a la creación del Cono
Energético, que incluye el suministro de gas a los países de Latinoamérica, el Caribe
y la Cuenca Atlántica.
PDVSA prevé aumentar la producción de gas de 6 mil 300 millones a 11 mil 500
millones de pies cúbicos diarios (MMPCD) para el 2012.
Con miras a lograr este objetivo, se estima que la producción en el estado Zulia, en
el occidente venezolano, pasará de 1.100 a 1.400 MMPCD; Yucal Placer, en el centro
del país, de 100 a 300 MMPCD; Anaco de 1 mil 700 millones a 2 mil 794 millones
de pies cúbicos diarios. Además, se espera incorporar la producción del Proyecto
Mariscal Sucre el cual comprende actividades por el orden de los 1.200 MMPCD y
Plataforma Deltana con unos 1.000 MMPCD.
El incremento los volúmenes de producción permitirá el fortalecimiento energético
del país. A través del proyecto de gas Interconexión Oriente-Occidente (ICO), que
se espera este concluido en su II Fase en el año 2007, mientras que los proyectos
como el gasoducto Barbacoa-Margarita, ampliación de los sistemas de la red de
conexión de Anaco-Puerto La Cruz (Jose), Anaco-Puerto Ordaz, el sistema de
transporte Norte-Llanero, y sistema de gasoducto Costa Afuera–Tierra, deberán
concluir durante el último trimestre del 2008.
Aspectos de PDVSA y sus Empresas Filiales
Al momento de realizar los análisis en cuanto a la posible acumulación de
hidrocarburos presentes en el subsuelo, una vez confinado la serie de elementos
para conseguir una acumulación de carburante económicamente rentable, es de
considerar que detrás de toda esa gama de eventos, debe estar una figura
administrativa, que garantice el buen manejo de todas y cada una de las
exploraciones, explotaciones y producciones del hidrocarburo obtenido y por
obtener. Es allí donde se encuentra referenciada la empresa de todos los
Venezolanos como es PDVSA, regente de la comercialización y optima fluidez del
crudo presente en el territorio venezolano, y en otras fronteras, previo a planes
comerciales de ámbitos internacionales.
PDVSA
Petróleos de Venezuela S.A. cuenta con un nutrido grupo de empresas filiales a
través de las cuales realiza, además de las actividades propias del negocio petrolero.
Entre las principales empresas filiales de PDVSA destacan las siguientes:
Corporación Venezolana de Petróleo (CVP)
Esta filial dirige y administra todo lo concerniente a los negocios que PDVSA realiza
con empresas petroleras de capital nacional o extranjero.
Palmaven
A través de esta filial, PDVSA lleva adelante acciones para impulsar el desarrollo
de las políticas sociales, promoviendo la participación activa y protagónica de las
comunidades. Cabe destacar que esta filial ha apoyado y otorgado a una inmensa
mayoría de Venezolanos la posibilidad de ayudas económicas por cantidades
millonarias, en pro de su salud inmediata, creando así una sintonía con los
principios contenidos en la Constitución de la República Bolivariana de Venezuela.
Deltaven
Filial encargada de mercadear los productos y servicios asociados a la marca PDV,
que satisface el mercado interno de combustibles, lubricantes, asfaltos, solventes,
grasas y otros derivados de los hidrocarburos.
PDVSA Gas
El negocio del gas, que representa una importante oportunidad de crecimiento para
la industria nacional, es atendido por esta filial de Petróleos de Venezuela, S.A. Esta
empresa se encarga de todo lo concerniente a la comercialización de los
hidrocarburos gaseosos en el mercado nacional e internacional.
PDV Marina
El transporte y la distribución marítima de los hidrocarburos y sus productos
derivados es tarea de esta filial de PDVSA, que cumple con las demandas de
productos de los clientes internacionales de PDVSA.
Intevep
Es aquel lugar donde se vierte la investigación científica y los avances tecnológicos,
fundamentales para garantizar la continuidad operativa y el crecimiento
permanente de PDVSA.
Bariven
Filial de PDVSA, se ocupa de la adquisición de materiales y equipos necesarios
para las actividades de Exploración y Producción, Refinación y Gas. También es
responsable de la administración, gestión de los inventarios, almacenes y la venta
de activos no utilizados de la Corporación.
Algunos extractos de la Pag. Wed http://www.pdvsa.com/
La industria petrolera y el ambiente
El propósito de este artículo es exponer el impacto que ha ocasionado la industria
petrolera en el deterioro del medio ambiente, así como también mostrar soluciones,
planes, protocolos para evitar tal deterioro; tratar un poco sobre las políticas
ambientalistas que emprenden los gobiernos en tratados internacionales y
nacionales.
El Petróleo y el Ambiente
El petróleo tiene el problema de ser insoluble en el agua y por lo tanto, difícil de
limpiar. En general, los derrames de hidrocarburos afectan profundamente a la
fauna y vida del lugar, razón por la cual la industria petrolera mundial debe cumplir
normas y procedimientos estrictos en materia de protección ambiental.
Efectos sobre el medio ambiente
Efectos sobre el suelo: Existe una gran superficie del terreno que resulta degradada,
esto se debe al desmalezado y alisado del terreno y el desplazamiento y operación
de equipos pesados. Por otro lado los derrames de petróleo y los desechos producen
una alteracion del sustrato original en que se implantan las especies vegetales
dejando suelos inutilizables durante años.
Efectos sobre el agua: En las aguas superficiales el vertido de petróleo u otros
desechos produce disminución del contenido de oxigeno, aporte sólidos y de
sustancias orgánicas e inorgánicas.
Efectos sobre el aire: La captación del gas está determinada por la relación
gas/petróleo, si este valor es alto, el gas es captado y si es bajo, es venteado y/o
quemado.
Efectos sobre la flora y la fauna: Los derrames de hidrocarburos afectan
profundamente a la fauna y vida del lugar, razón por la cual le industria petrolera
debe cumplir normas estrictas.
Los controles medio ambientales en las industrias petrolíferas
Control ambiental en las actividades de las refinerías: La ley impone un control de
contaminación de tal manera que las empresas deben establecer mecanismos de
prevención tanto del suelo, aire, agua, etc.
Control ambiental en las actividades exploratorias: Las actividades exploratorias
en suelo se planifican con suficiente antelación para ocasionar el menor impacto
ambiental posible en términos de deforestación, erosión y alteración de la calidad
del agua.
Controles ambientales en la perforación de pozos: Para las perforaciones en tierra
las deforestaciones se redujeron a un mínimo necesario y los fluidos de perforación
son tratados adecuadamente para separar los sólidos del agua.
Políticas gubernamentales y globales de conservación ambiental
Protocolo de Kioto: El Protocolo de Kioto sobre el cambio climático es un acuerdo
internacional que tiene por objeto reducir las emisiones de seis gases provocadores
del calentamiento global.
Protocolo de Montreal: Es un acuerdo internacional en consiste en la disminución
del uso de gases que deterioran la capa de ozono.
Entes gubernamentales en Venezuela
Petróleos de Venezuela “PDVSA”, la Dirección de Ambiente de la Guardia Nacional
de Venezuela, Fiscalía Ambiental, Ministerio del Ambiente y de los Recursos
Naturales, Ministerio de Energía y Minas, etc.
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Metodos de recuperacion secundaria y mejorada
En la actualidad un 85% de la
producción mundial de crudo se extrae por métodos de recuperación primaria y
secundaria, con un aproximado de 35% recobro del petróleo existente en el
yacimiento. Como la tasa de petróleo se considera baja, se han implementado otros
métodos y sistemas de recobro mejorado de petróleo, EOR (Enhanced Oil
Recovery).

INYECCION DE AGUA
El petróleo es llevado hacia los pozos de producción por acción de la presión
ejercida por el agua.
Inyeccion de agua periférica o externa: el agua se inyecta a través de
pozos ubicados fuera del lugar donde se ubica el crudo, en la periferia del
yacimiento.
Inyeccion en arreglos o dispersa: el agua se inyecta en el lugar donde
se encuentra el crudo. Esto trae como consecuencia que los fluidos
existentes en el yacimiento sean desplazados hasta el pozo productor. Se le
conoce con el nombre de inyección interna. Es usado en yacimientos con
poca inclinación y con un área extensa.

INYECCION DE GAS
El gas se inyecta en el yacimiento con la finalidad de aumentar la
recuperación, la tasa de producción de crudo y para conservar el gas que se
utilizará para la venta.
Inyeccion de gas interna o dispersa: ocurre en el lugar donde se
encuentra el crudo, dicha inyección se utiliza en reservorios sin capa de gas
inicial y donde no hay tendencia a desplegarse un capa de gas secundaria.
Inyeccion de gas interna: ocurre en donde está la capa de gas, de tal
manera que el crudo es desplazado hacia abajo.

PROCESOS EOR
Se estima que para el año 2020, EOR representará el 50% de la producción
mundial. De éstos métodos, los térmicos son utilizados para los crudos
pesados, mientras que los no térmicos para crudos livianos.

MÉTODOS NO TÉRMICOS
Invasiones químicas: involucran materiales como polímeros,
surfactantes, alcalinos, micelares y espuma.
Desplazamientos miscibles: consiste en inyectar un agente desplazante
completamente miscible con el petróleo para que se expanda a medida que
se mueve en el medio poroso. Las variaciones de éstos mecanismos son:
procesos de tapones miscibles, proceso con gas enriquecido o empuje con
gas condensante, empuje con gas vaporizante o de alta presión, inyección
alternada de agua y gas, inyección usando solventes.
Empuje con gas: disminuye la tensión interfacial y mejora la movilidad
del petróleo. El objetivo de utilizar dioxido de carbono u otro gas es reducir
la viscosidad del petróleo y aumentar la presión del yacimiento. Entre las
diferentes técnicas está la inyección cíclica de gas y la inyección de agua
carbonatada.

METODOS TÉRMICOS
Inyeccion de agua caliente: la zona próxima al pozo inyector se calienta
y al mismo tiempo parte de ese calor se pierde hacia las formaciones
adyacentes.
Inyeccion continua de vapor: consiste en inyectar continuamente el
vapor, formándose una zona de vapor que avanza a una tasa siempre
decreciente.
Inyeccion alternada de vapor: primero se inyecta un volumen de vapor
preestablecido por semanas. Luego se cierra el pozo por unos días en fase de
remojo y finalmente se abre a producir.
Drenaje por gravedad asistido con vapor: se inyecta vapor
continuamente cerca del fondo del yacimiento y esto permite que el petróleo
drene por gravedad hasta el pozo productor.
Combustion in situ: se quema un 10% del petróleo en el yacimiento para
que el fluido sea menos viscoso y se pueda optimizar la producción del
petróleo.
Publicado por Josmary Castro en 16:40
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26 octubre 2008
Enfático Ánalisis del PAPER 3
El resumen del Paper número tres (3) emitido por el
profesor de Da Silva de Yacimientos II, corresponde al análisis de la Ecuación de
Balance de Materiales específicamente una ecuación que subyace de ella, como lo es
la de La Línea Recta. En esta ocasión el fragmento informativo nos hace
referencia al aspecto de diversos Campos en general.
Este Método de La Línea Recta es utilizado para resolver la Ecuación de Balance
de Material; se ilustra por medio de 6 casos de campo. Además se muestra la
aplicación de criterios estadísticos para llegar a la respuesta más probable.
La base de la utilización de la teoría de la línea-recta y su aplicabilidad
influenciados por los criterios estadísticos se presentan en trabajos previos. Los
casos de campos antes mencionados repercuten en las reservas de petróleo
saturado y no saturado con o sin curso de agua.
Los acuíferos discutidos son:
· Radial Limitado.
· Radial Infinito.
· Acuífero muy pequeño.
· Lineal Infinito.
Los casos de campo en algunas ocasiones intervienen una reserva de gas productiva
bajo corriente de agua.
Luego de presentar el comportamiento gráfico debe ser analizado, interpretado y
arrojar resultados, en consideración con su comportamiento productivo. Este
estudio puede ser efectuado por un ingeniero analista y de yacimiento.
Existen varias ecuaciones del B
alance de
Materiales según sea el caso, serán aplicables para conducir a la resolución más
eficaz.
Existe en este fragmento informativo (Paper 3) múltiples ejemplos, pero solo
en El Caso 2, son extractos de estudios de yacimientos completos.
Se señala ampliamente una buena plataforma geológica y datos básicos para
entender mejor los casos y así seguir el razonamiento que sugirió la aplicación
exitosa del método de solución de Línea Recta para la EBM (Ecuación de
Balance de Material).
Aquí están presentes los 6 Casos expuesto en esta publicación científica (Paper 3),
los cuales se muestran a continuación:
1) Yacimiento Saturado, capa pequeña de gas, acuífero limitado.
2) Yacimiento Saturado, capa de gas muy pequeño, acuífero infinito.
3) Yacimiento Subsaturado-Saturado, acuífero muy pequeño.
4) Yacimiento altamente subsaturado, sin entrada de agua.
5) Yacimiento de una sola fuente de alta subsaturación, acuífero
limitado.
6) Yacimiento de gas, acuífero lineal infinito.
Breve Reseña de los Métodos de Predicción
En lo que concierne a los métodos
de predicción, en lo que producción de hidrocarburos presentes en los yacimientos
se refiere, los cuales pueden ser extraídos en cantidades volumétricas influenciadas
por el factor de ser económicamente rentables, deben tomarme muchas
consideraciones, para ello existen métodos como:
La Simulación de Yacimientos: para obtener un bosquejo general
aproximado en cuanto a lo que acumulación de crudo se refiere a través de una data
computarizada ye imágenes en tres dimensiones.
Por otro lado también se tienen una serie de Métodos de Predicción
para la obtención de acumulaciones de hidrocarburos, como lo son los siguientes:
. Método de Shilthus
· Método de Tracy
· Métodos de Muskat
· Método de Pirson
· Método de Tarner
Tracy
Se expondrá brevemente el aporte que otorgó el método de
, el cual
presentó una forma simplificada de la ecuación de balance de materiales de
Schilthus. En la ecuación, los términos de petróleo producido acumulado, gas
producido acumulado e influjo neto de agua se multiplican por diferentes factores
de presión. El método estima tasas gas-petróleo instantáneas junto con producción
incremental de petróleo.
Pequeño fragmento obtenido de:
G. W. Tracy, Simplified form of the material balance equation. SPE Reprint Series No 3. 1970. pp 62.
23 octubre 2008
El gas natural
A mediados del siglo pasado, el Gas Natural era considerado
como peligroso y se evitaba su extracción. Sin embargo, actualmente esta fuente de
energía se encuentra en pleno crecimiento, es considerado como el combustible del
siglo XXI, por la reducción de niveles de contaminación en comparación a otras
fuentes energéticas, sus diversas aplicaciones en variados ámbitos y por presentar
reservas considerables que aseguran su uso por mucho tiempo.
Gas natural
El gas natural es una mezcla de hidrocarburos y pequeñas cantidades de
compuestos no hidrocarburos en fase gaseosa o en solución con el petróleo crudo.
Los depósitos de gas se encuentran en el subsuelo en estructuras geológicas
denominadas trampas. Dentro de éstas, lo hidrocarburos o el gas, están contenidos
en una roca porosa llamada roca yacimiento.
Clasificación de los yacimientos de gas



Clasificacion de acuerdo a criterios de condensación: Yacimientos de gas
seco, yacimientos de gas húmedo y yacimientos de gas condensado
Clasificacion de acuerdo al espacio poroso: Yacimientos Volumetricos y no
volumétricos
Clasificacion de acuerdo a la presencia de petróleo en el yacimiento:
Yacimientos de gas disuelto, de gas asociado y de gas no asociado
Perforacion y explotación de yacimientos de gas
En el acto de perforación de un yacimiento gasífero se utiliza la misma tecnología
aplicada para un yacimiento petrolífero.
Cuando se trata del inicio de la explotación de un yacimiento de gas es
indispensable estimar por un lado, la cantidad de gas inicial en el yacimiento,
también llamado gas original en sitio (GOES). Y por otro lado, las reservas de gas
que se encuentran en el yacimiento, es decir la cantidad de gas que posee alta
probabilidad (90%) de ser recuperados.
Factores de recobro en la extracción
El termino, factor de recobro, se refiere a la cantidad de hidrocarburos que al final
de la vida productiva del pozo podrán ser extraidos en relación al volumen
originalmente presente en el mismo al inicio de la producción.
Del yacimiento al fondo del pozo, de allí hasta el cabezal y luego a través de las
instalaciones en superficie, el comportamiento del flujo de gas y sus componentes
se rige por las relaciones: presión, temperatura, volumen. Lo importante es tener
estas relaciones adecuadamente en el yacimiento y en el pozo, de manera que en
estos dos sitios no haya condensación de liquidos.
Si el gas contiene agua, esta tiene que ser removida para lograr gas seco que va a los
mercados, donde se utiliza como combustible en las industrias y hogares. De igual
menra el gas tienes que ser desprovisto de arena y/o sedimentos que se desprendan
de la formación durante el flujo.
Aplicaciones del gas natural
Amplias aplicaciones del gas natural ofrecen ventajas donde se requiren de
ambientes limpios, procesos controlados y combustibles de alta confiabilidad y
eficiencia.
Los mas comunes son:






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


En el sector de la industria se utiliza para la generación de vapor, en la
industria de alimentos, secado cocción de productos cerámicos, fundición de
metales, tratamientos térmicos, generación eléctrica; sustituyendo
combustibles como el carbón, diesel, fuel oil, gasolina, kerosene y leña.
En el sector energético se aplica en la ayuda de cogeneración eléctrica y
centrales térmicas, sustituyendo al carbón y el fuel oil.
En la parte del comercio y servicios públicos se usa para la calefacción
central, aire acondicionado, agua caliente etc.
En el sector residencial se utiliza en la cocina, calefacción, agua caliente etc.
En el área de transporte de pasajeros, los taxis y buses usan el gas natural
sustituyendo a la gasolina y el petróleo diesel.
Ventajas
Como combustible, ofrece ventajas que sobrepasan las caracteriticas,
disponibilidad, eficiencia y manejo de otros combustibles y liquidos
Es limpio
Su poder calorífico y combustión son altamente satisfactorios
Por su eficiencia y poder calórico, su costo por volumen es muy económico
Puede ser transportado por sistemas de tuberías madres, troncales y
ramales.
Puede manejarse a presiones deseadas de entrega en los sitios de consumo.
Barreras y problemas típicos
Aparte de los riesgos que representa la perforación de un pozo seco, que no
contenga gas, el mas común de los problemas esta relacionado a rupturas o
torceduras de piezas del aparato dentro del hoyo de perforación.
Tambien pueden producirse inconvenientes producidos por el azufre presente en el
gas. Otro de los problemas comunes derivan de la alta presión bajo la tierra, la cual
aumenta a medida que la perforación se profundiza.
Proyeccion futura
Observando el consecuente crecimiento de la industria gasífera y la importancia
que actualmente protagoniza este combustible, se estima que para el año 2020 el
consumo interno por habitante sea de 3.205MCH, esto implica un aumento
realmente importante en el consumo del gas natural.
Crudos pesados y extrapesados
Una de las características de los crudos es la fluidez o
viscosidad, representada también indirectamente por la densidad o
gravedad específica (expresada internacionalmente mediante °API). En
la escala °API, los crudos extrapesados caen en el rango (0,0 - 9,9) °API
y los pesados en el rango (10 - 21,9) °API.
En la escala de viscosidad en cp, estos crudos tienen una viscosidad
entre 1.200 y 95.000 cp. Si se considera que el agua tiene,
aproximadamente, 1 centipoise de viscosidad, se apreciará la poca
fluidez de estos crudos. La viscosidad es muy importante en el
tratamiento y manejo del crudo, desde el yacimiento hasta el fondo del
pozo, de aquí a la superficie, y luego en el transporte e instalaciones de
refinación. Por tanto, para hacerlos más fluidos y manejables requieren
calentamiento o diluentes.
Además, otras características de estos crudos, es que tienen un alto
contenido porcentual de azufre. De igual manera pueden tener un
apreciable contenido de sal y también contienen metales (níquel,
vanadio y otros). A veces pueden tener también cierta cantidad de
sulfuro de hidrógeno, que también es muy corrosivo y venenoso.
Todo esto hace que la refinación de estos crudos requiera métodos y
tratamientos especiales para mejorar su calidad y obtener los resultados
deseados de comercialización.
Por otro lado, cabe resaltar que desde hace muchos años se conoce la
existencia de estos yacimientos de crudos pesados y extrapesados que
hoy atraen la atención de los petroleros del mundo. Tal es el caso de la
Faja del Orinoco aquí en Venezuela, como también áreas de petróleos
pesados y extrapesados en California, Canadá, México y otros sitios. Las
razones por las que estos crudos no se explotaban anteriormente, se
deben principalmente a sus características y al hecho de que mejores
tipos de crudos se obtenían sin mayores inconvenientes y en
abundancia. Otra razón por la que comenzaron a explotarse las áreas
contentivas de crudos pesados, es que las reservas hasta ahora
contabilizadas no son suficientes para el futuro, por lo tanto, las áreas
ya conocidas de petróleos pesados y extrapesados empezaron a tener
importancia mundial y a ser estudiadas y evaluadas detalladamente.
Para finalizar, cabe decir que los métodos de explotación de crudo
pesado representan un verdadero reto para los productores de petróleo,
sin embargo, mediante la nueva tecnología se han creado técnicas
innovadoras de perforación, terminación, estimulación y aunado con una
vigilancia rutinaria de los pozos contribuyen para que los yacimientos de
petróleo pesado se conviertan en activos rentables.
19 octubre 2008
Anomalías de yacimientos saturados
Para la aplicación de la ecuación de balance de materiales (EBM) se ha supuesto
condiciones de equilibrio completo e instantáneo entre las fases líquida y gaseosa
que puede existir en un yacimiento. Esto es, la presión es uniforme en todo el
yacimiento es decir, la presión de la fase líquida y la de la fase gaseosa son iguales;
también se asume que los fluidos están en equilibrio termodinámico. Bajo estas
suposiciones se puede conseguir crudos subsaturados y crudos saturados en un
yacimiento, esta particularidad del crudo está influenciada principalmente por la
presión y temperatura a la cual se encuentra el yacimiento. En el yacimiento, la
temperatura y presión controlan las viscosidades y las solubilidades mutuas de los
tres fluidos: petróleo, gas y agua. Por esta razón, la relación de fases de la solución
petróleo/gas puede verse sometida a variaciones muy significativas en respuesta a
cambios de estos parámetros.
Un crudo está subsaturado con gas si al haber un pequeño cambio de presión no se
libera gas de la solución; el otro posible estado del crudo es que esté saturado
presentando el máximo volumen de gas disuelto que acepta el petróleo (a una
determinada P y T), en donde un ligero cambio en las propiedades termodinámicas
y de presión afecta el equilibrio existente referente al gas en solución con el
petróleo, es decir, se puede liberar gas de la solución, formándose un casquete de
gas gas libre; si esto ocurre en la roca del yacimiento, las burbujas de gas pueden
provocar una bajada muy fuerte en la permeabilidad efectiva al petróleo. Los
valores de presión registrados para este tipo de crudo serán la presión de burbujeo
o presiones por debajo de ésta.
Existen algunos casos que se definen como irregulares pero en realidad son
naturales y lógicos, donde la relación entre presión, temperatura y fase de las
mezclas de hidrocarburos son muy variables (dependiendo de los tipos y
proporciones específicas de los hidrocarburos presentes), en estos casos se observa
que no se ha logrado las condiciones requeridas para satisfacer el equilibrio
necesario. Entre estos casos tenemos:

Buzamiento abajo: los estratos de la formación poseen grandes ángulos de
inclinación (buzamiento abajo) y al poseer mayores profundidades, el crudo
existente en este tipo de estructura tendrá altas presiones por lo cual la
presión de burbujeo tendrá valores altos y el gas permanecerá por más
tiempo en solución con el petróleo. Sin embargo, pocas veces puede



suponerse que exista gas libre en contacto íntimo con todo el crudo del
yacimiento.
Buzamiento arriba: los estratos de la formación al tener poca inclinación
presentarán valores de presiones bajos en los crudos que contiene, por lo
tanto existirá una capa de gas libre, y el gas no puede hacer contacto con la
totalidad del petróleo en sitio. En estos casos, la presión de saturación y la
solubilidad del gas aumentan a medida que el petróleo está más cerca
físicamente del gas libre.
Yacimiento con crudo subsaturado y casquete de gas: si un yacimiento se
encuentran a presiones por encima de la presión de burbujeo será
subsaturado por lo tanto no debería poseer gas libre pero esto se cumple si
no hay capa de gas inicial en cuyo caso se rompería el equilibrio total e
instantáneo en el que se basa la ecuación de balance de materiales.
Bolsones de gas libre: en ciertas ocasiones puede ocurrir que se encuentren
casquetes de gas libre en los yacimientos que no han logrado contacto con el
petróleo hasta alcanzar equilibrio. Esto quiere decir que el crudo no ha
liberado gas pero está en equilibrio con dicho casquete lo que representa
gran inestabilidad porque con una mínima alteración de este sistema el gas
puede disolverse en el petróleo debido a que este por sus condiciones dadas
aceptaría el gas.
La demanda mundial de petróleo asciende de manera
exponencial dia a dia, en el pasado año 2001 aumento a 76 millones de barriles por
día, y se prevé que antes de 2030 su consumo aumente un 60%, lo que permite
comprender la gran dependencia que la economía mundial tiene del oro negro.
El combustible que emplean carros, aviones o camiones para desplazarse; el
gasóleo que alimenta la calefacción; el asfalto que cubre carreteras y autopistas;
los plásticos empleados para la fabricación de computadoras, juguetes,
electrodomésticos, envases, entre otros; son sólo algunos de los productos que se
obtienen directa o indirectamente del petróleo.
El petróleo es la fuente de energía más importante de la sociedad actual. Pensar en
qué pasaría si se acabara repentinamente, hace llegar a la conclusión de que sería
una verdadera tragedia.
El petróleo es un recurso natural no renovable que aporta la mayor parte, un 40%,
del total de la energía que se consume en el mundo. Según datos de la Corporación
de Reservas Estratégicas de productos petrolíferos (CORES).
Este recurso natural se consume de forma mayoritaria en los países donde no se
produce. Entre Estados Unidos y Europa occidental absorben casi la mitad del
consumo petrolífero.
La alta dependencia que el mundo tiene del petróleo, la inestabilidad que
caracteriza al mercado internacional y las fluctuaciones de los precios de este
producto, han llevado a que se investiguen energías alternativas como la energia
hidráulica, eolica, solar, geotermica,etanol, gas natural y asi de esta manera
tambien tratar de disminuir tanta contaminacion ambiental producida por el
petróleo, sin embargo hasta ahora no se ha logrado una opción que realmente lo
sustituya.
Analisis PVT
Los análisis PVT son un conjunto de pruebas que se hacen en el laboratorio a
diferentes presiones, volúmenes y temperaturas para determinar las propiedades
de los fluidos de un yacimiento petrolífero.
El muestreo se realiza al principio de la vida productiva del yacimiento, estos
estudios son absolutamente necesarios para llevar a cabo actividades de
ingeniería de yacimientos, análisis nodales y diseño de instalaciones de
producción.
Existen varios tipos de pruebas para realizar análisis PVT, entre las más
destacadas están las pruebas de laboratorio:
Prueba de Liberación Instantanea o Flash
Todos los gases liberados de la fase líquida durante una reducción de presión
permanecen en contacto íntimo y en equilibrio con la fase liquida de la que se
liberaron. La composición total del sistema se mantiene constante durante el
proceso de agotamiento de presión.
Proceso
La presión inicial del petróleo es mayor a la presión de burbujeo y la temperatura
es igual a la del yacimiento
El petróleo se expande isotérmicamente en varias etapas hasta llegar a la presión
de superficie, el gas liberado se mantiene dentro de la celda en contacto con el
liquido.
Prueba de Liberación Diferencial
El gas liberado durante la reduccion de presión es removido parcial o totalmente
del contacto con el liquido.
Proceso
La presión inicial del petróleo es mayor o igual a la presión de burbujeo y la
temperatura es igual a la del yacimiento.
La presión es disminuida aumentando el espacio disponible en la celda para el
fluido. Al caer la presión existe liberación de gas el cual es removido de la celda
manteniendo la presión constante.
El procedimiento es repetido varias veces hasta alcanzar la presión atmosférica.
Prueba de separadores
Consiste en una prueba de liberación instantánea que se realiza en un separador
para cuantificar el efecto de las condiciones de separación (P y T) sobre las
propiedades del crudo.
Proceso
La muestra del crudo saturado a la presión de burbujeo y temperatura del
yacimiento es pasada a través de un separador y luego expandida a presión
atmosférica.
Validación de los resultados de un análisis PVT
Para tener la certeza de que el muestreo es representativo, se hace una validación
exhaustiva tomando en cuenta todos los parámetros del yacimiento medidos
durante la toma de muestras como son:
Presión estática del yacimiento.
Presión fluyendo
Presión y temperatura a la cabeza del pozo
Presión y temperatura del separador
Gastos de líquido y gas en el separador, así como el líquido en el tanque
Factor de encogimiento del aceite.
En el laboratorio:
Verificar la validez de las muestras
Comparar los datos de campo con los datos de laboratorio
Comparar las muestras tomadas en superficie mediante recombinado de las
muestras de fondo
Realizar los estudios completos del fluido por medio de los diferentes experimentos
como son:
Agotamiento a composición constante
Agotamiento diferencial (sólo se realiza en aceites)
Agotamiento a volumen constante
Estudio de separadores en etapas
Determinación de propiedades físicas como viscosidad, densidad, etc.
Mercado Mundial Del Gas

Breve Reseña Histórica del GAS
El descubrimiento del gas natural data de la antigüedad en el Medio Oriente. Hace
miles de años, se pudo comprobar que existían fugas de gas natural que prendían
fuego, dando lugar a las llamadas "fuentes ardientes". . En China, alrededor del año
900 antes de nuestra era, fue donde se comprendió la importancia de este
producto. Los chinos perforaron el primer pozo de gas natural que se conoce en el
año 211 antes de nuestra era.
En Europa no se conoció el gas natural hasta que fue descubierto en Gran Bretaña
en 1659, aunque no se empezó a comercializar hasta 1790. En 1821, los habitantes
de Fredonia (Estados Unidos) observaron burbujas de gas que remontaban hasta la
superficie en un arroyo. William Hart, considerado como el "padre del gas natural",
excavó el primer pozo norteamericano de gas natural.
Durante el siglo XIX el gas natural fue exclusivamente utilizado como fuente de luz.
Su consumo permaneció muy localizado por la falta de transporte que dificultaban
el traslado de grandes cantidades de gas natural a grandes distancias. En 1890, se
produjo un importante cambio con la invención de las juntas a prueba de fugas en
los gasoductos. No obstante, las técnicas existentes no permitieron transportar el
gas natural a más de 160 kilómetros de distancia por lo que el producto se quemaba
o se dejaba en el mismo lugar.
El Gas esta compuesto por 9.80% de Etano,5.50% de Propano y Butano,3.38% de
Pentano y otros pesados,0.73% no Hidrocarburos y 89.59% de Metano el cual es
altamente inflamable, se quema fácilmente y casi totalmente y emite muy poca
contaminación.
El gas natural no es ni corrosivo ni tóxico, su temperatura de combustión es elevada
y posee un estrecho intervalo de inflamabilidad, lo que hace de él un combustible
fósil seguro en comparación con otras fuentes de energía.
A una presión atmosférica normal, si el gas natural se enfría a una temperatura de 161°C aproximadamente, se condensa bajo la forma de un líquido llamado gas
natural licuado (GNL)
el cual es colocado en un buque cisterna y transportado a lo largo de miles de
kilómetros por mar. Una vez en su destino, el gas licuado se restaura a su estado
original en una estación regasificadora. Por lo general, el proceso ha sido
relativamente costoso. Pero es muy efectivo y permite empacar grandes cantidades
de energía en una sola carga: un solo embarque contiene el equivalente de 5% del
gas que se consume en Estados Unidos en un día promedio.Un volumen de este
líquido ocupa casi 600 veces menos espacio que el gas natural y es dos veces menos
pesado que el agua (45% aproximadamente). Puesto que el gas natural licuado
ocupa menos espacio, el gas natural se licua para facilitar su transporte y
almacenaje.
El primer negocio comercial de GNL comenzó a mediados de la década de 1960 y
operaba entre Argelia y el Reino Unido y Francia. Pero esa operación incipiente fue
pronto reemplazada por reservas más baratas enviadas por gasoductos de los Países
Bajos y del Mar del Norte británico, y luego de Rusia y Noruega. Sin embargo, el
verdadero crecimiento del GNL provino de Asia.
En el año 2000 los principales países productores eran Estados Unidos y la
Federación de Rusia con, respectivamente, el 22,9 % y el 22,5 % de la producción
mundial. Otros países como Canadá, Reino Unido, Argelia, Indonesia, Irán, los
Países Bajos, Noruega y Uzbekistán presentan también importantes niveles de
producción. Estos 10 países representan el 86% de la producción total de gas
natural en el 2000. América del Norte y la antigua Unión soviética representan el
59% de la producción mundial.

Reservas Del Gas Natural
La cantidad probada de gas natural se acerca a 179 billones de m3, que permite
abastecer al mundo (con un consumo como el de 2005) durante más de 63 años.
Los mayores yacimientos se encuentran en el Oriente Medio con el 40% y en la
antigua Unión Soviética con el 27%, suponiendo la suma de ambos
aproximadamente las tres cuartas partes de las reservas mundiales de gas natural.
Los principales países consumidores de gas natural en el 2000 fueron Estados
Unidos, con 27,2% del consumo total y la Federación de Rusia, con el 15.7%. Entre
América del Norte y la antigua Unión Soviética el consumo totalizó el 55% del gas
producido. Europa consumió el 19.1% de la producción total. Solamente estas tres
zonas consumieron las tres cuartas partes de la producción mundial. Asi como
tambien el crecimiento del consumo alcanzó el 4,8%, siendo el crecimiento mayor
en África (12,8%) y en Asia (7,8%). Ese mismo año el consumo mundial total fue de
2404,6 miles de millones de metros cúbicos.
Según Cedigaz, solamente el 26,3% de la producción comercializada fue objeto de
intercambios internacionales. El comercio por buques de GNL (gas natural licuado)
representó el 21% del comercio internacional de gas.
El bajo porcentaje de intercambios internacionales se debe principalmente a los
altos costos de transporte. Transportar gas natural es complejo y requiere
inversiones altas, mientras que la mayoría de las reservas están lejos de los centros
de consumo. Igualmente, la construcción y la gestión de los gasoductos crean
problemas legales y logísticos.
La mayor parte del comercio internacional de GNL fue realizado por las regiones
Asia-Pacífico, siendo los principales países exportadores Indonesia, Malasia y
Australia, siendo Japón el principal país importador. Argelia y Qatar son
igualmente importantes exportadores de GNL.
Doce países tienen equipos para licuar el gas: Abou Dhabi, Argelia, Australia,
Brunei, l'Indonesia, Libia, Malasia, Nigeria, Omán, Qatar, Trinidad y Tobago y los
Estados Unidos.

Proyecciones
El Plan Estratégico de Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA) 2006-2012,
enmarcado en el Plan Siembra Petrolera 2005-2030, promueve la aceleración de
los diferentes proyectos de exploración y producción de gas en tierra firme y costa
afuera, tomando en cuenta, además de las necesidades del mercado interno, la
nueva estrategia dispuesta por el Ejecutivo Nacional en cuanto a la creación del
Cono Energético, que incluye el suministro de gas a los países de Latinoamérica, el
Caribe y la Cuenca Atlántica. PDVSA tiene previsto invertir en el período 20062012 un total de 16 mil 780 millones de dólares en proyectos de alto impacto en
materia de gas, lo cual permitirá cubrir la demanda interna, contribuir con la
construcción del nuevo modelo económico, productivo y social del país, maximizar
y valorizar los recursos gasíferos e impulsar el desarrollo endógeno y sustentable en
las áreas de influencia,además además de propiciar la integración latinoamericana
y caribeña.
En el Plan Siembra Petrolera 2005-2030, tiene como objetivo que el Estado retome
el control de sus negocios estratégicos para el Estado. Por esa razón en los
proyectos de gas Aguas Arriba, la Corporación asumirá con esfuerzo propio la
exploración y producción de los campos Río Caribe y Mejillones, ubicados al
nororiente del país. Se prevé que el proceso de perforación de dichos pozos se inicie
en el segundo trimestre del año 2007. En materia Aguas Abajo, la industria
petrolera asumirá con esfuerzo propio la construcción de los gasoductos Mariscal
Sucre que conectaran el proyecto con el Complejo Industrial Gran Mariscal de
Ayacucho (CIGMA), desarrollos que a su vez se unirán con la Plataforma Deltana.
Se espera que estos proyectos concluyan a mediados del 2009.
PDVSA prevé aumentar la producción de gas de 6 mil 300 millones a 11 mil 500
millones de pies cúbicos diarios (MMPCD) para el 2012. Con miras a lograr este
objetivo, se estima que la producción en el estado Zulia, en el occidente venezolano,
pasará de 1.100 a 1.400 MMPCD; Yucal Placer, en el centro del país, de 100 a 300
MMPCD; Anaco de 1 mil 700 millones a 2 mil 794 millones de pies cúbicos diarios.
Además, se espera incorporar la producción del Proyecto Mariscal Sucre el cual
comprende actividades por el orden de los 1.200 MMPCD y Plataforma Deltana con
unos 1.000 MMPCD. El incremento los volúmenes de producción permitirá el
fortalecimiento energético del país. A través del proyecto de gas Interconexión
Oriente-Occidente (ICO), que se espera este concluido en su II Fase en el año 2007,
mientras que los proyectos como el gasoducto Barbacoa-Margarita, ampliación de
los sistemas de la red de conexión de Anaco-Puerto La Cruz (Jose), Anaco-Puerto
Ordaz, el sistema de transporte Norte-Llanero, y sistema de gasoducto Costa
Afuera–Tierra, deberán concluir durante el último trimestre del 2008.
Clasificacion De Los Yacimientos

Yacimiento De Gas Seco
La temperatura de los yacimientos de gas seco es mayor a la temperatura
cricondertermica y ni a condiciones del yacimiento ni a las de superficie se
entra en la region de dos fases durante el agotamiento de presion del
yacimiento.

Yacimiento De Gas Humedo
El termino humedo proviene de que a condiciones de separacion en
superficie la mezcla entra en la region de dos fases.
El yacimiento de gas humedo y el de gas condensado se prestan a confucion;
pero ellos se diferencian en que los yacimientos de gas humedo no ocurre
condensacion retrograda durante el agotamiento de presion.
Tiene menos cantidades de componentes pesados y la cantidad de liquido
condensado en el separador es menor.

Yacimiento De Gas Condesados
En este tipo de yacimientos predomina el metano al igual que los dos casos
anteriores.
Un gas condensado es un gas con liquido disuelto. La temperatura del
yacimiento se encuentra entre la temperatura critica y la cricondentermica
de la mezcla; en un yacimiento de condensación retrograda isotermica el
color del condesado es incoloro o amarillo claro.
La importancia del conocimiento de la presion de rocio retrograda reside en
que las presiones por debajo de ella empieza a ocurrir condesacion
retrogrado del liquido.
Relaciones :
A medida que aumenta la temperatura la presion de rocio disminuye.
A medida la gravedad API aumente la presion de rocio disminuye.
A medida aumenta la relacion gas condesado la presion de rocio disminuye.
Condensación y Vaporización : Cuando en un yacimiento de gas
condensado se produce una reduccion isotermica de la presion y se cruza la
curva de rocio se entra en la region de dos fases ocurriendo la llamada
condensacion retrograda de las fracciones pesadas e intermedias. Luego de
alcanzar la evaporación retrograda maxima, empieza a ocurrir la
revaporización del condensado al seguir disminuyendo la presion.

Yacimiento de Petróleo Volátiles
Este yacimiento poseen una temperatura menor pero cercana a la critica de la
mezcla de hidrocarburo. La presion critica es casi igual a la presion criconderbarica.
Los crudos volatiles se caracterizan por:
1. Ty ligeramente inferior a Tc.
2. La mezcla de hidrocarburos a condiciones iniciales, se encuentra en
estado líquido cerca del punto crítico.
3. Equilibrio de fase en estos yacimientos es precario. Alto encogimiento
del crudo cuando la presión del yacimiento cae por debajo de Pb.
4. El líquido producido tiene las siguientes características:
* Color amarillo oscuro a negro.
* API > 40°
* RGP entre 2.000 - 5.000 PCN / BN
*Bo > 1,5 BY / BN.
Los yacimientos de crudo volátil y de gas condensado se confunden por su
cercanía al punto critico. Estos yacimientos de petróleo volátil pueden ser
saturados o subsaturados.

Yacimientos de Petróleo Negro (Baja volatilidad)
1. Ty <<>
2. Tienen alto porcentaje de C7+ (> 40%).
3. El líquido producido tiene las siguientes características:
* Color negro o verde oscuro.
* API <>
4. Si hay capa de gas se podrían tener tres diagramas de fases
correspondientes a:
*Crudo de la zona de petróleo
*Gas de la capa de gas.
* Mezcla de ambos (como si todo el gas libre estuviera en solución)
* Clasificación UNITAR:
• Livianos 30 <° API <40>
18 octubre 2008
Forma Éficaz de Pronosticar la Producción de Petróleo por el
Método de Schilthuis
Al momento de evidenciar la clase del día 16 de Octubre correspondiente a la
materia de yacimientos II, en donde se desglosó todo el conjunto de análisis; en la
mitad de la clase se explicó todo lo que se pueden atribuir para este nivel de la
asignatura al BALANCE DE MATERIALES, como es el caso de Métodos
de Predicción, uno de ellos es el Método de Schilthuis el cual se
aplica para un yacimiento de petróleo donde participan simultáneamente: el
empuje hidráulico, el empuje por gas disuelto y el empuje por capa de gas, se tiene
la siguiente ecuación de balance de materiales:
Las consideraciones del método de este método son las siguientes:
· El yacimiento es volumétrico.
· El yacimiento está saturado y su presión inicial es igual a la presión de burbujeo,
por lo tanto no existe capa de gas y Rsi = Rsb.
Luego a través de unos arreglos matemáticos obtenemos la siguiente ecuación:
Tomando en cuenta que en esta ecuación Np/N y Rp son parámetros desconocidos
y se determinan por ensayo y error. La misma correspondió al encuentro completo
de los cálculos matemáticos de probabilidades basados en situaciones teóricas en
las cuales puede configurarse un espacio muestral cuyos sucesos elementales
tengan todos la misma probabilidad. Por ejemplo, al lanzar un dado ideal, la
probabilidad de cada una de las caras es 1/6. Al lanzar dos dados, la probabilidad
de cada uno de los resultados es 1/36. Expongo esa idea ya que al iniciar el
recorrido para calcular mi DNp/N debo recurrir a una especie de azar, puesto que
se deben ir incorporando datos para que se arrojen resultados, al final del
procedimiento, dentro de un rango de aceptación que debe estar entre 1 - 0.99.
Se había planteado que se debería hacer en un gran número de iteraciones posibles,
hasta llegar a un valor aproximado, al expuesto anteriormente. Pero es aquí donde
yo empecé a probar con un valor de DNp/N = 0.06 en un ejercicio propuesto por
el Profesor de la Asignatura, posterior a ello, realicé los cálculos pertinentes y el
valor final obtenido ( 3.6 ), éste correspondía a un número mayor del que estaba
como límite ( 1 ). Luego me apoye en la Ecuación inicial de la predicción de
resultados y su equivalencia con el paso 10 del procedimiento del Método de
Schilthuis, para comprobar lo que estaba a punto de demostrar y fue lo
siguiente:
Recurriendo a una regla de tres realice lo siguiente:
Muestro esto, ya que este cálculo me permitió que en tan sólo dos intentos, hallar el
valor del DNp/N como valor asignado, y así poder obtener el valor correcto.
Siendo para DNp/N=0.016, correspondiente a la
presión de 2300 lpc.
Esto de realizo para la presión de 2300 lpc y obtuvo resultados satisfactorios.
Cabe destacar que para la presión de burbujeo del ejerció es de 2500 lpc y allí el
DNp/N= 0.
DNp : Delta de Np.
12 octubre 2008
Micro Análisis del Paper 1 Correspondiente a Informes PVT
Al momento que me tocó traducir el paper 1; el cual contenía un texto de índole
científico correspondiente a uno de los muchos reportes de pruebas PVT, donde nos
muestra el conjunto de relaciones que se evidencian entre el crudo y el gas, así
como también la caracterización de su interna correlación entre ellos y su punto de
burbuja, para obtener la especificación respectiva y su calidad general. Debe
mencionarse que el paper contenía una información muy interesante la cual
ocupaba más de 4 páginas de una hoja de papel bond tamaño carta, es por ello que
aquí muestro la traducción al español de algunos aspectos resaltantes emitidos en
los párrafos inmersos en la mencionada publicación.
Cálculo de las proporciones de gas - aceite de Solución
La Ecuación 1
Es usada comúnmente en la industria de petróleo de combinar los datos de la
liberación diferencial y las pruebas de separador para calcular proporciones de gas aceite en solución. La validez de esta ecuación puede ser revisada fácilmente por el
reordenamiento:
Ésta muestra que el volumen de gas liberado durante la prueba de separación ha
sido puesto igual al volumen de gas liberado durante la liberación diferencial. Si los
orígenes de los datos no son tenidos en cuenta, las unidades, lo scf / STB, parece ser
correcto. Sin embargo, el Cuadro 2 muestra que el gas liberado durante una prueba
de separación es significativamente diferente en lo cantidad y calidad del gas
liberado durante una liberación diferencial. El BoSb / BoDb de proporción hacia
dentro de la ecuación anterior, tiene en cuenta las diferencias en los aceites de la
prueba de separación y la liberación diferencial, pero las diferencias en los gases
son hechas caso omiso. Por lo tanto, el balance de material expresado hacia la
ecuación antes enunciada debe ser incorrecto. Sigue los valores de la solución gas aceite con el que la proporción calculó la Ecuación 1, debe ser por error, A decir
verdad, este es ilustrado cada vez que la ecuación es usada, porque los valores
calculados de proporción de gas - aceite de solución son en general negativos en las
presiones bajas. La formulación correcta es a saber. La ecuación debe calcular el gas
remanente en la solución en el aceite del yacimiento en una presión después de la
reducción de presión de punto de burbuja a un poco de presión, a Rs, a scf / STB.
Más lejos, Rs deben ser la cantidad del gas de ser liberados a través de una
secuencia de separador / acción - tanque. RsSb es el gas originalmente en solución
en el aceite de represa en su presión de punto de burbujeo tan calculada en una
prueba de separador, scf del gas de sep. Prueba / STB. RsDb - RsD es el volumen
del gas liberado en el yacimento durante una liberación diferencial de punto de
burbujeo a presión, a scf de diff. El gas de lib. / el barril residual.
Tiene en cuenta tanto la diferencia en los dos aceites, el barril / STB residual, como
la diferencia en los dos gases, lo scf del gas de sep. Prueba / scf del gas de
Liberación Diferencial.
Es el diferencial de gas liberado cambiado por scf de sep. Gas / STB. La diferencia
entre el gas originalmente en solución y el gas liberado durante la reducción de pb a
p es el gas que queda es la solución en p..
Ecuación 6
Otra vez, allí la suposición de que la liberación diferencial imita la reducción está en
una represa de aceite, i.e., El gas que se queda en solución es esa izquierda después
de que el gas ha sido quitado por la liberación diferencial.
Ecuación 7
El uso de la Ecuación 7., insinúa que la proporción del gas liberado por prueba de
separador al gas liberado por la liberación diferencial es constante (para una
muestra de aceite especial), sin considerar la presión de arranque.
Podemos Observar algunas de las nomenclaturas presente en el texto y en otras
informaciones científicas petroleras.
· Bo: los factores de volumen de formación de aceite en la presión, la resolución.
Barril / STB
· BoSb: factor de volumen de formación de aceite en la presión de bubblepoint
medida en una prueba de separación, la resolución. Pb / STB de @ de barril
· BoD: respectivos a volúmenes de petróleo que en las presiones por debajo que la
presión de punto de burbuja midió en una liberación diferencial, la resolución.
Barril / barril residual
· BoDb: Petróleo que el respectivo volumen en la presión de punto de burbuja
midió en una liberación diferencial, la resolución. Pb de @ de barril / el barril
residual
· BoE: volumen de petróleo respectivo en las presiones que la presión va más arriba
de la del punto de burbuja midió en una expansión masiva continua, la resolución.
Barril / resolución. Pb de @ de barril
· Rs: relaciones de gas - petróleo en solución en presiones por debajo que la presión
de punto de burbuja, scf / STB
· RsSb: proporción de gas - petróleo en solución en la presión de punto de burbuja
medida en una prueba de separación, scf prueba de separador / STB
· RsD: las relaciones de gas - Petróleo de Solución que en las presiones por debajo
que la presión de punto de burbuja, midió en una liberación diferencial, scf de la
liberación diferencial / el barril residual
· RsDb: proporción de gas - aceite de solución en la presión de punto de burbuja,
medida en una liberación diferencial, scf de la liberación diferencial / el barril
residual
PAPER 1
Tan sólo son perspectivas del extracto del
y las tablas anexas
corresponden a los diferentes datos suministrados en el ligero resumen expuesto
con anterioridad.
Algunas Características de los Hidrocarburos y su
Cuantificación
Cuando se estudia la acumulación de una posible cantidad de hidrocarburo
presente en el subsuelo, se debe mencionar algunas relaciones e interacciones que
surgen entre los factores que intervienen en la depositación y creación ese material
carburante. Debe explícitamente evaluarse el gran cúmulo de eventos respecto a la
temperatura , variaciones de presiones y escalas de las mismas; proyectadas en un
plano temporal económicamente corto o mediano, puesto que mientras más rápido
de evalúe la extensión areal del posible deposito de hidrocarburo, más eficaz será el
estudio d sus condiciones de formación y elementos que lo conforman. Es por ello
que en los próximos párrafos se exponen a manera general un Matiz ligeramente
pequeño y mesurado de varios de los factores, características, especificaciones,
relaciones, etc., que deben considerarse para la discriminación de un yacimiento o
acumulación de hidrocarburo económicamente rentable.
Comportamiento de Fases
El término fase representa cualquier parte del sistema, homogénea y físicamente
distinta. Por ejemplo: hielo, agua líquida y vapor de agua, son tres fases, cada una
físicamente distinta y homogénea, claramente separadas. Conforman un sistema de
tres fases: sólido, líquido y gas.
Ecuaciones de Estado
Al reproducir el equilibrio de diversos sistemas, se estudia el comportamiento de
fases de estos, reproduciendo las condiciones de equilibrio, con funciones
matemáticas que relacionan las propiedades termodinámicas, estableciendo así las
Ecuaciones de Estado.
Las variables de una ecuación de estado sólo dependen de las condiciones en que se
encuentra el sistema en un momento determinado y no de cómo las alcanzó. Con
una ecuación de estado apropiada se evalúan propiedades de sustancias puras y de
mezclas, incluyendo:
• Densidad de las fases líquida y vapor
• Presión de vapor
• Propiedades críticas
• Relaciones de equilibrio, otros.
PUNTOS DE BURBUJEO
Fase líquida con una cantidad
Infinitesimal de gas (burbuja).
PUNTOS DE ROCÍO
Fase gaseosa con una cantidad
Infinitesimal de líquido (gota).
Presión-Temperatura de una Mezcla
Binaria
Temperatura del punto T Cricondentérmica: la cual establece que es la
máxima temperatura a la cual coexisten en equilibrio vapor y líquido.
Presión del punto P Cricondembárica: la cual nos muestra la máxima presión
a la cual existe equilibrio entre vapor y líquido.
Parámetros para Clasificar Yacimientos en
Base a la Mezcla de Hidrocarburos
A) Medidos en Campo:
• Presión
• Temperatura
• RGP
• Gravedad API
• Color del Líquido de tanque
B) Medidos en laboratorio:
• Se usan muestras representativas
• Simulan comportamiento de fluidos durante agotamiento isotérmico de presión.
Clasificación de los Yacimientos en base a los Hidrocarburos que contienen
1. Yacimientos de Gas
· Gas Seco
· Gas Húmedo
· Gas Condensado
2. Yacimientos de Petróleo
· Petróleo de Alta Volatilidad (Cuasicrítico)
· Petróleo de Baja Volatilidad
(Petróleo Negro)
a) Liviano
b) Mediano
c) Pesado
d) Extrapesado
RELACIÓN GAS-PETRÓLEO DE PRODUCCIÓN
La relación gas – petróleo de producción (Rp) está dada por los pies cúbicos
normales de gas (PCN) producidos entre los barriles normales (BN) de crudo
producidos.
FACTOR VOLUMÉTRICO DE FORMACIÓN TOTAL O BIFÁSICO Bt
Es el volumen que ocupa un barril fiscal de petróleo junto con su volumen inicial de
gas disuelto a cualquier presión y temperatura de yacimiento.
RELACIÓN GAS-PETRÓLEO (RGP O RS)
La Razón gas disuelto-petróleo es el cociente entre el volumen de gas que resulta de
la separación en la superficie, medido a condiciones normales, y el volumen de
petróleo que resulta también de esta separación en iguales condiciones.
FACTOR VOLUMÉTRICO DE FORMACIÓN Bo
RESERVAS
Se define básicamente en la cantidad Volúmenes de hidrocarburos presentes en los
yacimientos que pueden ser recuperados. Para calcular este volumen se debe
establecer los Límites Geológicos del Yacimientos.
MÉTODOS PARA LA ESTIMACIÓN DE RESERVAS
· Método Volumétrico: Permite la estimación de petróleo original en sitio (POES) a
partir de la determinación del volumen de roca que conforma el yacimiento, la
capacidad de almacenamiento de la roca y la fracción de hidrocarburos presentes
en los poros de dicha roca.
· Curvas de Declinación de Producción
· Balance de Materiales
05 octubre 2008
¿Cómo llega el petróleo a la superficie?
Uno de los temas de suma importancia y que representa grandes esfuerzos y
preocupaciones en la industria petrolera es el de la producción de hidrocarburos, la
cual se lleva a cabo mediante un complejo proceso desde el yacimiento, que se
encuentra en el subsuelo, a través de un pozo elaborado por los expertos en la
materia, hasta llegar a la superficie, donde será tratado y refinado para su posterior
uso comercial.
Para que el petróleo pueda emprender su trayectoria de ascenso hacia la superficie
debe vencer una serie de obstáculos como, la gravedad, la permeabilidad de la roca
reservorio y la dificultad que pueda presentar el sistema de entrampamiento del
mismo. Para esto, el yacimiento cuenta con una energía natural basada
principalmente en su presión interna. Cuando dicha energía es suficiente, el
petróleo sube en forma espontánea a la superficie a través del pozo, lo que es
conocido como recuperación primaria del petróleo.
Entre estos mecanismos encontramos:
Empuje por gas disuelto: este mecanismo de producción se lleva a cabo cuando la
presión del yacimiento está por debajo de la presión de burbujeo, esto implica la
formación de gas, el cual por ser menos denso que el petróleo se expande y ubica
sobre este, actuando como especie de "pistón" y ejerciendo presión sobre él, de
manera que se ve obligado a buscar vías de escape o zonas de menor presión y esta
la consigue en el pozo, ya que, durante su elaboración se efectúan cañoneos que
producen orificios por donde posteriormente fluirá el petróleo en busca de dichas
zonas de menor presión.
Otro mecanismo natural, es el empuje por capa de gas: en este caso el gas ya
existente encima del petróleo ejerce presión sobre éste y de manera similar al
mecanismo anterior, lo empuja hacia el pozo.
Además de estos, podemos mencionar el empuje hidrostático y la segregación
gravitacional, entre otros...
Cuando la energía natural del yacimiento ha sido agotada debido a la disminución
de presión que ocurre por la producción o recuperación primaria (llevada a cabo en
la primera fase de producción), entonces se requiere suministrar energía al
yacimiento para continuar la producción. Esta es una energía artificial para
complementar la natural que aún posee el yacimiento y este tipo de producción es
conocida como recuperación secundaria del petróleo.
Entre los mecanismos de producción secundaria se puede mencionar:
Inyección de fluido: consiste en colocar un pozo inyector de fluido hasta el fondo
del yacimiento cuando este fluido es más denso que el petróleo, como por ejemplo
el agua. En este caso el agua empuja hacia arriba al petróleo. El pozo se coloca por
encima de la zona de petróleo cuando se va a inyectar gas por ejemplo, que es
menos denso y empuja al petróleo hacia abajo obligándolo a fluir hacia el pozo.
En vista de que la producción es muy importante, como se mencionó
anteriormente, es necesario estar empapado de los detalles de cada mecanismo, la
eficiencia de ellos y las condiciones necesarias para obtener su máximo rendimiento
y de esta manera poder decidir cual será utilizado y obtener la mayor cantidad de
crudo posible.
Cabe destacar que, tener conocimiento sobre este tema es sin duda imprescindible
para nuestra formación como ingenieros, puesto que una de las prioridades de este,
es proporcionar con sus conocimientos una gran producción a bajos costos y en un
mínimo de tiempo.
Breve Reseña De Tipos de Crudo
Existen diferentes tipos de crudo el cual se clasifican de acuerdo a su origen(West
Texas Intermediate o Brent),a su gravedad API (ligero,medio,pesado y
extrapesado) y a si es "dulce" que indica que tiene poca cantidad de azufre o
"acido" que indica que tiene mayor cantidad de azufre los cuales son:
Region Europa

Brent: Es el petróleo de referencia en el mercado europeo, pero también lo
es para el 65% de los distintos tipos de crudo mundial,que se referencian a
él y cuyos precios se expresan como una prima o un descuento contra el
Brent. Su nombre se debe a un yacimiento petrolífero del mar del Norte
descubierto en 1972 por Shell, y que tras 1.300 millones de libras de
inversión comenzó a bombear crudo en diciembre de 1976.En la actualidad,
el yacimiento Brent, que está unido a otros de la zona, cuenta con cuatro
plataformas (Brent Alpha, Brent Bravo, Brent Charlie, Brent Delta), que
bombean el crudo a la terminal de Sullom Voe, en las islas Shetland (Reino
Unido). Este tipo de crudo es de alta calidad, debido a que es, en la jerga
petrolera, ligero y dulce (reducido contenido en azufre).Cotiza entre las
11.02 y las 20.30 (hora peninsular española) en el parqué, y entre las 02.00
y las 22.00 en el mercado electrónico (Internacional Petroleum Exchange
(IPE)) de Londres.

Dated Brent : Es el contrato de petróleo del mercado físico, donde se
intercambian barriles reales de crudo, a diferencia de las transaciones
financieras del International Petroleum Exchange, donde cotiza el contrato
de futuros de Brent.Las transacciones de estos cargamentos no se realizan
en un mercado formal, por lo que los precios son estimaciones que elaboran
varias empresas (entre ellas Platts y Argus) tras preguntar las posiciones de
oferta y compra a los intermediarios y petroleras que intercambian barriles.
Sus características son 38,3 grados API y 0,37% de contenido en azufre.
Debido a su reducida liquidez, es un mercado fácilmente manipulable.
Region America

West Texas Intermediate: Es el petróleo de referencia para el mercado de
Estados Unidos, y cotiza en la New York Mercantile Exchange (Nymex), en
Nueva York. Se trata de un crudo de muy alta calidad, por encima de la del
Brent; es ligero con 39,6 grados API y dulce (su contenido de azufre es de
sólo 0,24%). Por ello, suele cotizar entre dos y cuatro dólares por encima
del Brent. Sus contratos de futuro cotizan en el Nymex desde hace 21 años
y cuentan con el mayor nivel de liquidez y contratación de todos los crudos
mundiales.Aunque la producción real de este crudo alcanza sólo los
365.000 barriles (el 0,4% del bombeo mundial), diariamente se
intercambian en la Nymex alrededor de 150 millones de barriles (casi el
doble del consumo de petróleo mundial).
Region Asia

Dubai: El es crudo de referencia para el petróleo pesado y azufroso en Asia,
y sobre el se referencian, mediante una prima o descuento, otros crudos de
la zona que no cotizan en el mercado. El Dubai es un tipo de petróleo de baja
calidad ya que es pesado con 31 grados API, frente a los más de 38 grados
del Brent y de alto contenido en azufre con 2,04%, cinco veces más que el
Brent.Aunque la producción de este crudo ha caído significativamente ahora
se exportan alrededor de 200.000 barriles al día desde la terminal del golfo
de Fateh, su precio influye en el resto de crudo pesados del Golfo Pérsico con
destino a Asia. El precio de los principales crudos con destino a esa región de
Arabia Saudí, Irán, Kuwait, Iraq y Emiratos Árabes Unidos (todos ellos
miembros de la OPEP) están vinculados al Dubai. El Dubai cotiza tanto en la
Singapore International Monetary Exchange Exchange (Simex), el mercado
de materias primas de Singapur, y en el Nymex. No obstante, también cotiza
over-the-counter en mercados informales.

Arab Light: es un crudo medio con una gravedad API de 34 grados y un
contenido en azufre del 1,78%, pero su producción es enorme ya que en la
actualidad produce más de cinco millones de barriles. Tiene una yacimiento
llamado Ghawar que es el mayor del mundo, con unas reservas estimadas de
70.000 millones de barriles. Este crudo perdió su razón de ser durante la
segunda crisis del petróleo, a partir de 1979 y, sobre todo, entre 1980 y 1981,
cuando su precio oficial, que alcanzó en octubre de 1981 un máximo de
38,28 dólares, se situó muy por debajo de la cotización que el crudo alcanzó
en los mercados informales entre las petroleras.
Cesta Internacional

Cesta OPEP: La cesta OPEP está compuesta por siete tipos distintos de
crudo y su precio medio es anunciado oficialmente por el secretariado de la
organización petrolera en Viena, un día después de su respectiva cotización.
Los integrantes de la cesta son los crudos :Saharan Blend (Argelia), Minas
(Indonesia); Bonny Light (Nigeria), Arab Light (Arabia Saudí); Dubai
(Emiratos Árabes Unidos), Tia Juana Light (Venezuela), and Isthmus
(México). Como la cesta OPEP está compuesta por una mayoría de crudos de
calidad media-baja, suele cotizar con un fuerte descuento con respecto a los
crudos de alta calidad. Frente al Brent, suele cotizar alrededor de dos
barriles por debajo y frente al West Texas Intermediate, su descuento oscila
entre cuatro y cinco dólares. La cesta OPEP comenzó a cotizar el 1 de enero
de 1987 y su precio se publica con un día de retraso, debido a que la OPEP
espera a tener los precios de todos los crudos y luego calcula la media.Sahara
Blend (Algelia), 44º Extraligero.
1. Sahara Blend (Algelia), 44º Extraligero.
2. Girasol(Angola),24º mediano.
3. Minas (Indonesia),ligero 34º.
4. Basora Light(Iraq),37ºligero.
5. Kuwait Export (Kuwait),ligero 37º.
6. Es Sider (Libya), ligero 37º.
7. Bonny Light (Nigeria), ligero 37º.
8. Qatar Marine (Qatar), 34º ligero.
9. Arab Light (Saudi Arabia), ligero 34º.
10. Burban (Emiratos Arabes Unidos) ligero 39º.
11. Iran Heavy ( Iran), 30º mediano.
12. BCF 17 (Bachaquero Crudo en Formación de 17º API. Venezuela).
Resumen tomado de las paginas: www.opep.com
Mecanismo De Produccion
En mi segunda clase se discutió los diferentes tipos de mecanismo de producción
el cual son muy importantes para la producción y perforación del pozo donde se
dieron a conocer todos y cada uno de ellos.
Comprensibilidad De La Roca: En este mecanismo al disminuir el volumen de la
matriz ocurre una reducción de presión y eso conlleva a expandirse hacia la
dirección que tenga un menor esfuerzo. El petróleo se desplazaría hacia el pozo
que es donde las presiones es menor.
Al igual ocurre con La Compresibilidad De Los Fluidos que al reducir la presión el
liquido se expande y se mueve a la zona de menor presión. Estos mecanismos
funcionan cuando la presión es mayor que la presión del yacimiento y cuando la
presión esta por encima de la presión de burbujeo(Pb) ya que hay liberación de
gas.
Compresibilidad De Los líquidos: Este mecanismo es valido siempre que se
tenga un liquido y para cuando la composición del mecanismo es la misma. La
presión debe ser mayor que la presión del yacimiento y al igual que los
mecanismos anteriores se encuentren por encima de la Pb.
Compresibilidad De Los Gases: Este mecanismo funciona cuando la presión
esta por debajo de la Pb.
Liberación De Gas En Solución: es un mecanismo que ocurre cuando la presión
esta por debajo de la Pb.
Segregacion Gravitacional: Es un mecanismo que origina la mayor producción ya
que tiene mayor eficiencia en el desplazamiento del flujo.También se dio a conocer
que las fuerzas viscosas es la diferencia de presión con la presión del pozo.Para
que exista este debe cumplir estos criterios:




Debe haber gas y estar por debajo de la Pb.
Las fuerzas gravitacionales deben ser mayor que las fuerzas viscosas
porque el gas debe tener facilidad para moverse al tope de la estructura.
El flujo de del gas debe verse favorecido al tope de la estructura mas no al
pozo.
El yacimiento debe tener un alto buzamiento y permeabilidad. La
permeabilidad(k) debe ser predominante y buena en esa dirección ya que
sino es elevada no hay segregacion gravitacional así tenga un alto
buzamiento.
Por ultimo se dio a conocer El Mecanismo De Empuje Por Capa De Gas el cual
tiene que estar por debajo de la Pb para que funcione.
El Empuje Hidráulico: el cual debe tener un acuífero,ser compresible y estar por
encima de la Pb. Al reducir su presión se expande el agua y al aumentar el
volumen el gas se desplaza y lo empuja hacia el pozo.
Inyección De Fluidos:Este mecanismo puede estar a cualquier presión,puede
haber capa de gas encima y su permeabilidad debe ser muy buena porque sino el
gas se va al pozo.
En conclusión para poder utilizar todos y cada uno de estos mecanismos se debe de
tener criterios ya que todos no funcionan al mismo tiempo.
En el caso de La Compresibilidad De La Roca,De Los Líquidos y El Empuje
Hidráulico se deben de utilizar cuando estén por encima de la Pb ya que hay
liberación de gas a diferencia de La Compresibilidad De Los Gases,La Liberación De
Gas En Solución,La Segregacion Gravitacional y El Empuje Por Capa De gas que se
utilizan cuando se esta por debajo de la Pb.
04 octubre 2008
Paráfrasis de la Clase del Profesor De Yacimientos II Acerca
de Algunos Mecanismos de Producción y un Poco Más
Inicialmente se empezó a hablar acerca de cómo los Sistemas de Empuje Naturales
son mecanismos directos de Producción, en donde el Profesor encargado de
guiarnos hacia el aprendizaje de cómo interactúa la cantidad de hidrocarburo
presente en un determinado aposento geológico y de cómo este material es
denominado yacimiento, trasladará su contenido hacia el pozo y luego hacia la
superficie. Es por ello que se aplica la evaluación respetiva a un pozo para saber si
es capaz de poseer la energía necesaria de llevar el fluido a la superficie, sirviendo
como medidor y limitante la característica denominada como punto de burbujeo, de
modo que en los yacimientos que posean condiciones por encima del punto de
presión de burbuja, pueden existir mecanismos de tipo Comprensibilidad de la
Roca y de los fluidos, asi como tambien los de Empuje Hidráulico. Con respecto a la
Compresibilidad que actúa en la Roca, se evidencia que cuando la presión se
expande, éste fenómeno es captado por el cuerpo matricial de la misma,
produciendo de manera inmediata la disminución del poro, todo esto íntimamente
relacionado con la actividad de las fuerzas viscosas(asociada a los potenciales de
Flujo), Fuerzas Capilares, Fuerza Gravitacional, etc.
Luego observamos como es el comportamiento de la compresibilidad de los fluidos,
en donde haciendo unos ajustes matemáticos al diferencial de volumen y al
e
diferencial de presión se obtuvo la siguiente ecuación. Bo=Boi * "elevado" c (Pi –
P) . Sabiendo que esta ecuación sólo se aplica cuando estemos en una presión por
encima de la presión de burbujeo.
Posterior a ello se expuso un conjunto de informaciones acerca de la
Compresibilidad del Gas en donde se manifestó que la expansión de la roca se
realiza de una manera considerada, expansión del fluido por el acercamiento
molecular.
También se destacó que para que se realice una producción a través de los
mecanismos de Producción por medio Natural; los siguientes mecanismos tales
como: Liberación Gas en Solución, Segregación Gravitacional, Empuje por capa de
Gas, su presión debe estar por debajo de presión de burbujeo.
Más tarde se concluyó que en un yacimiento puede actuar un mecanismo o la
combinación de varios, según las características que este posea; así como tambien
se llego a decir que el petróleo es más compresible que el agua, puesto que el
primero posee gas en solución.
Un yacimiento es aquella parte de una trampa porosa que contiene petróleo, gas o
ambos como un sistema hidráulico conectado, y a veces asociado a un acuífero.
Para la ubicación y caracterización de los yacimientos se utilizan muchos métodos y
pruebas que representan la Data Estática y la Data Dinámica de los yacimientos.
ESTÁTICA

ESTRUCTURAL: Orientación y Geometría de Estructuras Geológica.

PETROFíSICA: Porosidad, Saturación de Agua.

ESTRATIGRÁFICA: Arquitectura Interna del Yacimiento.

FLUIDOS: Análisis PVT, Presión de Burbujeo, Factor Volumétrico
( Petróleo , Agua, gas ), Viscosidad, Compresibilida.
DINÁMICA
1. PRODUCCIÓN: Corte de Agua, Relación Gas Petróleo, Tasas de
Producción.
2. PRESIÓN: Presión de Fondo, Gradiente de Presión, Presión Estática.
Se puede hablar un poco acerca de la simulción de yacimientos, la cual es un
modelo numérico del yacimiento que permite ensayar opciones técnico-económicas
para su desarrollo y explotación. Para el desarrollo de un modelo numérico o
simulador se deben cumplir varias etapas previas tales como: Adquisición y Análisis
de Datos (Geológicos, Geofísicos, Petrofísicos, PVT,Producción/ Inyección),
Construcción de modelo Geológico ( modelo Estático ), Construcción de Modelo
Dinámico (calibración o ajuste de comportamiento), Predicción de comportamiento
( Múltiples escenarios ).
Una vez lograda la caracterización matemática del yacimiento se puede predecir las
reservas y el comportamiento del mismo bajo diferentes escenarios de
recuperación. Aparte de los métodos numéricos de simulación de yacimientos
también existen otros métodos analíticos para estimar las reservas a través de:
Método Volumétrico, Curvas de Declinación, Balance de Materiales
02 octubre 2008
Mecanismos de produccion
En un yacimiento para extraer el petróleo es necesario la
perforación de pozos pero esto no es suficiente para que dicho petróleo llegue a la
superficie, es por ello que existen varios mecanismos de producción, los cuales se
clasifican en: Mecanismos naturales y Mecanismos artificiales.
Entre los Mecanimos de Producción Natural podemos mencionar:

Compresibilidad de la roca y de los fluidos.
Al disminuir la presión en el yacimiento la roca porosa tiende a comprimirse
ocacionando de esta manera una disminución del espacio poroso, forzando a los
fluidos a desplazarse desde un punto de mayor presión a un punto de menor
presión, este punto de menor presión se encuentra donde esta perforado el pozo y
de esta manera los fluidos llegan a la superficie. Este mecanismo ocurre para
cualquier valor de presión en el yacimiento.

Liberación de Gas en Solución
Es un mecanismo de empuje cuando tenemos una presión en el yacimiento menor a
la presión de burbujeo, es decir cuando el yacimiento ya ha comenzado a liberar
gas, ocacionando que este gas que se va liberando se expanda a medida que se va
disminuyendo la presión y de esta manera empuja los fluidos hacia el pozo
productor.

Segregación Gravitacional
Para que este mecanismo ocurra debe existir facilidad para que el gas llegue al tope
de la estructura; si existe esta facilidad, a medida que cae la presión el gas va
subiendo y al mismo tiempo se expande y de esta manera empuja el petroleo hasta
el pozo, al llegar al tope la capa de gas funciona como un piston.
Para que este fenomeno tenga mas posibilidades de ocurrir el yacimiento debe
tener busamiento, pues de esta manera los estratos se depositan de forma inclinada
lo que conlleva a que existe mejor permeabilidad hacia el tope de la estructura, lo
que facilita el desplazacimiento del gas al tope de la misma.
Este tipo de empuje es el mas eficiente.

Empuje por Capa de Gas
Al haber una caida de presión en el yacimiento la capa de gas se expande de manera
tal que empuja el hidrocarburo al pozo productor. Cabe mencionar que este
mecanismo ocurre solo cuando la presión del yacimiento está por debajo de la
presión de burbujeo.

Empuje Hidráulico
Este caso está asociado a un acuifero. Al disminuir la presión existe una expasión
del agua e invade el yacimiento, ocacionando que el petróleo se desplace al pozo.
Sin embargo la invasión del agua no siempre esta asociada a una caida de presión
ya que el acuifero puede tener una producción continua de agua e invade el
yacimiento por aumento de la cantidad de la misma. En este tipo de yacimientos
durante el proceso de producción la caida de presión es muy baja.
Entre los Mecanismos de Producción Artificiales se encuentra:

La Inyección de Fluidos
Este proceso consiste en inyectar agua o gas en el yacimiento.Si se inyecta agua,
ocurriria un mecanismo como el de empuje hidráulico y si la inyección es de gas
funcionaria como en un empuje por una capa de gas. Lo que marca la diferencia con
los empujes de producción natural, es que en ambos casos se debe inyectar agua o
gas cada cierto tiempo.
Para finalizar, cabe resaltar que la producción de un yacimiento puede tener uno o
mas mecanismos de producción.
Mecanismos de Producción
Una vez contemplado el conjunto de evidencias geológicas, de los yacimientos,
modelaciones en cuanto a su profundidad, diferencias de presión en las tuberías,
permeabilidad, viscosidad, tención superficial, mojabilidad, grado API aparente,
saturaciones, etc. Agrupando esas características efectivas para que el pozo inicie su
período de producción, existe inherente a este proceso un conjunto de evaluaciones
a destacar, los cuales conllevan a la manera en la cual, el hidrocarburo llegue a la
superficie.
Si el pozo posee la ENERGÍA necesaria para llevar los fluidos a la superficie, éste
producirá de manera natural, es decir estaremos en presencia de los bien llamados
Mecanismos de Empuje Natural o Flujo Natural
Entre los Mecanismos de empuje por Flujo Natural tenemos:
Empuje por gas disuelto (dissolved-gas drive).
En este caso la fuerza propulsora es el gas disuelto en el petróleo que tiende a
escapar y expandirse por la disminución de presión.
Empuje de una capa de gas (gas-cap drive).
Cuando el gas acumulado sobre el petróleo e inmediatamente debajo del tope de la
trampa genera un empuje sobre el petróleo hacia los pozos.
Empuje hidrostático (water drive).
La fuerza más eficiente para provocar la expulsión del petróleo del yacimiento es el
empuje del agua acumulada debajo del petróleo.
Empuje por Segregación gravitacional
El gas libre a medida que sale del petróleo, se mueve hacia el tope del yacimiento
mientras que el petróleo hacia abajo debido a la permeabilidad vertical. Si no se
considera el aspecto económico, este es el mecanismo de empuje primario más
eficiente.
Empuje Por Compactación
La producción de fluidos de un yacimiento, incrementará la diferencia entre la
presión de sobrecarga (Overburden) y la presión del poro, lo que originará una
reducción del volumen poroso del yacimiento y posiblemente cause subsidencia de
la superficie.
En la mayoría de las cuencas sedimentarias, el gradiente de sobrecarga es
aproximadamente de 1 psi por pie de profundidad. Parte de este peso es soportado
por los granos de la roca y el resto es soportado por el fluido dentro del espacio
poroso.
Mecanismos Recuperaciòn
de Empuje Natural Generada
Empuje por gas disuelto (dissolved-gas drive). Menor al 20%
Empuje de una capa de gas (gas-cap drive). Entre 40% y 50%
Empuje por Segregación gravitacional Entre 40 y 50%
Empuje hidrostático (water drive). 60%
Métodos Artificiales de Producción
Cuando la energía natural que empuja a las fluidos deja de ser suficiente, se recurre
a métodos artificiales para continuar extrayendo el petróleo.
Los Métodos se describen a continuación:
• Bombeo Mecánico.
• Bombeo con acción hidráulica.
• Extracción con Gas- Gas Lift.
• Pistón accionado con gas (plunger lift).
• Bombeo Electrosumergible (BES)
• Bombeo por cavidad progresiva (BCP).
30 septiembre 2008
Gran avance en la explotacion de crudo costa afuera con las
FPSO
Anteriormente la explotación de hidrocarburos
costa afuera no era viable comercialmente porque no existía la tecnología necesaria
para la explotación de este crudo, pero esta situación ha comenzado a cambiar con
las aproximaciones a los campos marginales en aguas profundas y ultraprofundas.
Los campos tradicionales de producción de hidrocarburos costa afuera, están
conectados a tuberías o ductos que transportan los fluidos producidos. Incluso
algunas unidades flotantes se usan para procesar los crudos de pozos submarinos,
pero de todas maneras están conectados a ductos para su transporte. Sin embargo
cuando no es posible la conexión de ductos se usan unidades flotantes que no solo
procesan el hidrocarburo sino que lo almacenan hasta que una unidad de trasbordo
lo descargue para llevarlo a instalaciones en tierra.
Es por ello que la explotación de crudo costa afuera a provocado una gran demanda
por las FPSO (Flotating Processing Storage and Offloading o unidades flotantes de
procesamiento, almacenamiento y descarga), estructuras modulares cada vez más
complejas que, al no estar ancladas de manera permanente al lecho marino, pueden
desplazarse de un campo a otro, según las necesidades del momento.
Las FPSO son también de gran utilidad en yacimientos en etapas tempranas de
producción, ya que además de no existir una infraestructura de ductos, no se han
concluido las pruebas definitivas de pozo. Igualmente pueden ser utilizadas en
pequeños yacimientos de petróleo que pueden ser agotados en unos pocos años y
no justificar el gasto de la instalación de una plataforma fija, uOnce the field is
depleted, the FPSO can be moved to a new location.na vez que el campo está
agotado, la FPSO puede ser trasladada a una nueva ubicación. De igual manera ante
la amenaza de huracanes, las FPSO están diseñadas para desconectarse de la boya
de torre en busca de un lugar seguro.
Un poco de historia…
Este método de extracción mediante las FPSO comenzó a utilizarse por primera vez
en Noruega en 1981, principalmente como una solución temporal mientras se
construían las tuberías de producción y ductos pero como el método dió tan buenos
resultados se quedó de manera permanente.
Las FPSO son comunes en zonas productivas del mar del Norte, Australia, África
Occidental y en los últimos años estas tecnologías han tenido un gran desarrollo en
Brasil. En el golfo de México, no obstante, este sistema de producción no se ha
desarrollado hasta ahora.
Por otra parte, las FPSO han sido tradicionalmente percibidas por las autoridades
de Estados Unidos como una amenaza ambiental por los posibles derrames que se
pueden producir en los procesos de trasbordo de hidrocarburos.
28 septiembre 2008
El Petróleo es la Energía del Hoy pero el Gas Carburante del
Futuro
En esta ocasión se expone una variada gama de informaciones directamente
relacionada a un carburante específico como lo es el Gas Natural; esta es una
energía en crecimiento, ya que hace más de medio siglo, el Gas Natural era visto
como peligroso y se evitaba su extracción. Sin embargo, actualmente, es
considerado como el combustible del siglo XXI, por contaminar mucho menos que
otros, por sus variadas aplicaciones en diferentes ámbitos y por presentar reservas
cuantiosas que aseguran su uso por mucho tiempo.
La industria del GAS NATURAL en nuestro país presenta un proceso en franco
crecimiento, ésta ha ido superándose del estado de abandono en el que se
encontraba como sub-producto de la explotación del petróleo. El impulso que ha
tomado este recurso natural obedece a su utilización en la generación de
electricidad y al desarrollo de la industria petroquímica. La exploración y la
explotación del gas, ya sea de manera asociada a los yacimientos petrolíferos o de
forma independiente, tiene una enorme importancia por los nuevos
descubrimientos de reservas que sitúan a Venezuela como uno de los principales
suplidores energéticos a nivel mundial, lo que permite repotenciar el negocio
gasífero de forma local e internacionalmente.
El Gas Natural, es considerado como el componente esencial de la matriz de energía
primaria de la muchas naciones de nuestro globo terráqueo, puesto que es
sinónimo de combustible y materia prima importante en todos los sectores de la
economía, el cual tiene un rol fundamental directamente orientado a los Planes de
Desarrollo Nacionales y Regionales.
Publicado por Tineo Vasquez Yorangel en 14:14 0 comentarios
La Ingeniería de Petróleo se Apoya en la Petrofísica
Cuando nace la Industria Petrolera, era muy sencillo localizar yacimientos,
porque se explotaban los más superficiales, cuya existencia era conocida. Al pasar
del tiempo la industria toma una gran importancia en la economía del país,
originando a que se realice una búsqueda intensiva de nuevos yacimientos,
convirtiéndose entonces, esta actividad en una verdadera ciencia, con aportes de
geología, la física, la química, etc.
Actualmente el hallazgo de yacimientos petrolíferos es una tarea científicamente
organizada, que se planifica con mucha antelación. El conocimiento de la estructura
del suelo es fundamental para la determinación racional de las posibilidades de
existencia de los yacimientos. Puesto que el trabajo detallado sobre formaciones
que contienen hidrocarburo muestra que la mayor parte de las rocas tienen una
naturaleza compleja con respecto a sus propiedades de producción. Esto es debido
al desarrollo de heterogeneidades, variación sedimentológica, estructural y
procesos díagénicos. El escaneo de estas heterogeneidades sumamente primordial
para la precisión geológica y modelación sedimentaria de las rocas del yacimiento.
En nuestros días existen herramientas las cuales a través de la rama de la
Petrofísica se pueden estudiar, analizar y esquematizar su uso adecuado, de estos
adelantos tecnológicos; exponiendo claramente el paso agigantado un proceso de
innovación, que hace mas fácil y eficaz el trabajo en los pozos, ya que se evidencia
un conjunto de muestras a través de imágenes microresistivas emitidas por
dispositivos con buenas resoluciones que han ido evolucionando con el pasar del
tiempo en función a la cuantía de resultados que se espera; estos avances
tecnológicos son las herramientas conocidas con el nombre de ARI
(Azimutal Resitivity Image) provee adquisición simultánea de
imágenes acústicas y resistivas de alta resolución, para mejorar la evaluación de
reservorios y la eficiencia en el pozo. El Otro avance tecnológico es el que se conoce
como el FMI (Fullbore Formation MicroImager) es una
herramienta muy efectiva en cuanto a su alta resolución, puesto que genera
imágenes a partir de señales eléctricas. Debe señalarse que cada una de los aparatos
de dimensiones innovadoras anteriormente mencionados, trabajan con lodos de
perforación directamente proporcional a las características específicas que emite el
pozo.
26 septiembre 2008
La exploracion petrolera
En la industria petrolera cuando se habla del término exploración se refiere a la
búsqueda de nuevos yacimientos de hidrocarburos.
A través de los años se han desarrollado técnicas y nuevas tecnologías para la
localización de nuevos reservorios pero hasta ahora no se ha desarrollado un
método directo que permita ubicar con mayor facilidad estos yacimientos.
Las técnicas empleadas para esta búsqueda son muy variadas, sin embargo las
más utilizadas actualmente son las siguientes:

Exploración Geológica
- Exploración aérea.
- Métodos Indirectos: Afloramientos, mediciones de direcciones o rumbos
en las inclinaciones.
- Métodos Directos: perforación de pozos, examen de los fósiles que
contienen la roca.
- Análisis de suelos para determinar su edad geológica.

Exploración Geofísica
- Gravimetría
Para ello se usa un instrumento llamado gravímetro, que se usa a gran
escala en la actualidad. Este método aprovecha las diferencias de la
gravedad en distintos sectores, dentro del área a explorarse. Los valores
obtenidos en cada estación son registrados en un mapa de la zona y
posteriormente analizados.
- Sismografía
Determina las velocidades de propagación de ondas sísmicas, generadas
en el subsuelo por una explosión de dinámicas, las cuales son detectadas
en la superficie por sismógrafos.
En la superficie se cubre cierta área con dichos aparatos, los cuales están
unidos por cables entre sí y conectados a una estación receptora, la cual
envía la información a un computador y mediante un programa se va
dibujando el interior de la tierra; pudiendo determinar de esta manera la
posición de los estratos, su profundidad, al igual que anticlinales y fallas
favorables a la acumulación de hidrocarburos.
- Magnetometría
Se funda en que el campo magnético terrestre varía con la latitud, pero
también varía en forma irregular debido a la diferente permeabilidad
magnética de las distintas rocas de la corteza terrestre.
El método consiste en ir tomando cuidadosas lecturas en el área a explorar,
que luego son llevadas a un mapa de la región y analizadas por el geofísico
para verificar si existe suficiente variación en las lecturas para indicar la
existencia de una estructura.
- Perfiles Eléctricos
Consiste en hacer circular una corriente eléctrica en la zona a estudiar
mediante dos electrodos, cuyo potencial es medido por otros dos electrodos
a una cierta distancia de los primeros, pudiendo determinar de esta manera
la resistividad de las rocas.
- Perfilaje Térmico
Efectuado con termómetros de máxima y de mínima a distintas
profundidades, que diferencia las capas por sus conductibilidades térmicas.

Exploración Geoquímica
- Efectúan los análisis de las aguas de los manantiales, las emisiones de
humos volcánicos, las descargas de gases y las aguas frías superficiales.
- Tipo de roca relacionada con los fluidos termales a profundidad.
- Posible existencia de fluidos ácidos.
Si la exploración ha sido exitosa y se ha efectuado un descubrimiento comercial
con un pozo, se procede a la delimitación del yacimiento descubierto con la
perforación de otros nuevos para luego la evaluación de las reservas. En la
exploración petrolera los resultados no siempre son favorables. Muchas veces los
pozos resultan secos o productores de agua y debido a que los costos son muy
elevados, hace que esta actividad sea una inversión de alto riesgo.
Publicado por Josmary Castro en 3:06
0 c o m en t a r i o s
Análisis petrofísico y de productividad para reservorios de
carbonatos
Permite la predicción mas precisa del flujo
La empresa trasnacional Schlumberger teniendo en cuenta que mas del 60% de los
yacimientos a nivel mundial estan formados por rocas carbonáticas a desarrollado
un nuevo servicio operativo denominado Carbonate Advisor.
El servicio de Carbonate Advisor proporciona un análisis sistemático y robusto de la
petrofísica y productividad de la matriz de rocas de carbonatos, el cual no estaba
disponible. El sistema integra la información de la resonancia magnética y los datos
de una espectroscopia elemental, así como otras entradas y datos del núcleo, para
producir una evaluación única y completa de los reservorios de carbonatos.
En pruebas realizadas en campos y distintos yacimientos de carbonatos, los valores
de permeabilidad relativa y saturacion de agua tomadas con el Carbonate Advisor,
coincidieron con los valores obtenidos mediante el estudio del nucleo.
Con esta nueva innovación podemos obtener una información mas precisa del flujo,
lo cual permite lograr un mejor desempeño en la producción; otra ventaja del
Carbonate Advisor es que puede ser utilizado facilmente y con igual efectividad en
datos recien adquiridos.
21 febrero 2008
Pruebas para fluidos de Yacimientos
Los servicios de prueba de laboratorio para fluidos de yacimientos se realizan en un
laboratorio de última tecnología ubicado en Edmonton, donde se analizan gases y
líquidos. Bodycote cuenta con el apoyo de varias sedes que prestan servicios in situ.
A su vez, ofrece atención al cliente, que va desde el análisis en el campo hasta el
informe final de los datos fundamentales que se necesitan para completar las
valoraciones de los depósitos y para respaldar el refinamiento, procesamiento e
intercambio
comercial
de
derivados
del
petróleo
y
el
gas.
Una innovación significativa en los ensayos incluye el Remolque de Reducción de
Emisiones de Benceno (BERT, por sus siglas en inglés), que fuera desarrollado
específicamente para ayudar a los operadores a garantizar el cumplimiento de las
regulaciones del Consejo de Energía y Servicios Públicos de Alberta (AEUB, por sus
siglas en inglés). Esta tecnología permite una medición considerablemente mejor de
las emisiones en una amplia variedad de condiciones reales de funcionamiento, y
no requiere la extrapolación de puntos de datos para calcular las emisiones totales.
El sistema BERT está diseñado para analizar las capturas de emisiones totales de la
corriente de escape a fin de ofrecer una medición real de la composición de las
emisiones en una amplia variedad de condiciones de funcionamiento. Éste es un
avance significativo respecto de los métodos anteriores, que se basaban en
emisiones derivadas simuladas utilizando numerosas muestras puntuales para el
cálculo. Se toman muestras múltiples en intervalos específicos a fin de reunir todos
los datos necesarios para determinar las emisiones totales de benceno, tolueno,
etilbenceno y xileno. La técnica BERT condensa y separa las fases individuales y
analiza la verdadera composición de cada una de ellas; de esta manera aporta
mediciones más precisas. Las estimaciones de las emisiones se basan en estas
mediciones.
Tanto para la descripción de yacimientos, registros establecidos por la ley o
requisitos de licencia, Bodycote proporciona servicios integrales que pueden
personalizarse para satisfacer las necesidades específicas de cada cliente.
Los servicios de campo incluyen:
- Toma de muestras de gas.
- Toma de muestras de hidrocarburos
- Toma de muestras de agua de formación
- Determinación de ácido sulfhídrico (H2S)
- Toma de muestras de plantas
- Medición de emisiones de benceno en tiempo real
Los servicios de laboratorio incluyen:
- Contenido de sulfuro (H2S y mercaptano)
- Contenido de líquido extraíble
- Análisis de la composición (molar)
- Presión de vapor Reid
- Valor de calentamiento
- Densidad
- Sedimentos y agua
- Simulación de refinamiento
- Destilación TBP (Temperatura de ebullición real)
- Ensayo de crudo completo
Tomado: www.bodycotetesting.com
Monitoreo de Presiones
Fuente: Adriana Ovalle y Francisco Fragachán, M-I SWACO
El éxito de una re-inyección de cortes (CRI) depende en buena parte del
análisis de presiones que se realice durante la operación. Esta metodología provee
un mayor entendimiento de la ingeniería de subsuelos, da un valor agregado a la
planeación de las operaciones de perforación en general y minimiza el impacto al
ambiente. Entérese en qué consiste.
Con los desarrollos de nuevas tecnologías para la perforación de pozos cada vez más
profundos con lodos base aceite y consecuentemente con la generación de nuevas
regulaciones ambientales más severas, se crea la necesidad inmediata de proteger el
medio ambiente del desecho de productos de perforación y producción en línea con
las políticas de cero descarga. Este incremento de volúmenes de desechos requiere
un adecuado manejo y disposición, siendo la re-inyección de cortes (CRI) el método
por excelencia preferido mundialmente por su protección al medio ambiente,
seguridad y bajos costos.
Los proyectos de CRI se basan en una ingeniería de avanzada que no sólo diseña la
operación sino que además se adelanta un paso más en el proceso de seguridad y
permite identificar riesgos y mitigarlos tempranamente, evitando así perdidas
parciales o totales de pozos, afloramientos en superficie y retrasos en operaciones
de perforación o producción que incurren en una alta exposición de los costos
operativos.
La metodología que se ha desarrollado para monitoreo de pozos de inyección con el
análisis detallado de las presiones de inyección representa un paso importante no
solo en el manejo de riesgos sino también provee un mayor entendimiento en la
ingeniería de subsuelos, dando un valor agregado a la planeación de las operaciones
de perforación en general y minimizando potencialmente el impacto al ambiente.
Análisis de presiones en CRI
Las operaciones de CRI se efectúan creando fracturamiento hidráulico en el
subsuelo para almacenar los desechos inyectados en una formación receptora a una
presión, tasa de bombeo y condiciones reológicas óptimas. El diseño del
fracturamiento, de su contención y de la capacidad de almacenamiento dependen
de datos geomecánicos relativos al campo de estudio y afectan directamente los
resultados de las simulaciones, y así el diseño final de las operaciones.
La insuficiencia o la poca exactitud de datos de campo en los proyectos de CRI es
una de las incertidumbres más importantes que altera significativamente la
precisión de las simulaciones de fracturamiento hidráulico. El esfuerzo mínimo insitu, por ejemplo, dicta la orientación de la fractura y la presión a la cual se debe
bombear para crearla. Sin embargo, la obtención de valores de esfuerzos in-situ por
intermedio de registros o de núcleos puede variar considerablemente del valor real
dependiendo del ambiente tectónico, la toma de la muestra, las suposiciones de
interpretación de registros, cambiando drásticamente los resultados y las
estimaciones de geometría final de la fractura. La incertidumbre de estos datos
geomecánicos puede traer consecuencias tan graves como sobreestimación de la
capacidad de almacenamiento, afloramientos a superficie y falla total de la
operación.
Existen varios métodos para determinar la geometría de la fractura, una vez se haya
comenzado la inyección, como son los trazadores radioactivos y registros de
temperatura que solo proveen información limitada, existen además técnicas más
avanzadas como la microsísmica pero en el presente se encuentra limitada su
aplicación a condiciones específicas.
En contraste, el monitoreo de presiones en superficie o en el fondo del pozo provee
información muy válida para el diagnóstico de la extensión de fracturamiento a
bajo costo y poco despliegue de equipo. El análisis detallado de presiones en
conjunto con monitoreo regular de la inyección es considerado una potente técnica
para caracterizar y entender el proceso de fractura, permitiendo la temprana
identificación de riesgos y de opciones de mitigación. Perturbar el ambiente natural
del subsuelo mediante la inyección de una lechada cambia las propiedades
geomecánicas de la formación: por una parte, la acumulación gradual de sólidos
dentro de la fractura incrementa considerablemente el estado del los esfuerzos insitu locales como consecuencia del volumen total de fluido filtrado que incrementa
la presión de poros y consecuentemente la presión de la formación, afectando la
evolución del fracturamiento y probablemente su orientación local.
La metodología
Entender los mecanismos que afectan y cambian el proceso de fracturamiento en el
subsuelo y sus consecuencias en la operación de CRI es el objetivo primordial del
monitoreo continuo de presiones para mitigar tempranamente riesgos y permitir
una operación sin mayores contratiempos. El proceso comienza con una evaluación
diaria de todos los parámetros operacionales y los eventos registrados, tales como
presiones de superficie o de fondo, tasa de inyección, propiedades de los fluidos
inyectados y revisión de actividades paralelas que puedan afectar las lecturas de la
inyección. Las presiones de inyección son analizadas detalladamente para verificar
el comportamiento estimado de la fractura. La comparación con las predicciones
identifica los posibles problemas en la operación. Cuando las actividades se
desarrollan normalmente y sin mayores contratiempos, los procedimientos
operativos se mantienen y se continúa con la observación del comportamiento del
pozo hasta el final de las operaciones. La identificación de alguna anomalía en la
operación conlleva al análisis detallado de las causas y se establece un proceso de
mitigación de riesgo inmediato para poder continuar con las operaciones. Es
importante observar actividades simultáneas con la inyección de cortes pues estas
pueden afectar las mediciones y provocar una falsa alarma.
Análisis de caída de presión
Uno de los métodos más confiables para estimar la presión de cierre o el esfuerzo
mínimo promedio a lo largo de la fractura es analizando la caída de presión después
de la inyección. Este estudio se logra con la utilización de la curva especializada
llamada función "G" con su primera y segunda derivada durante el cierre de la
inyección hasta la presión de cierre, siendo un método análogo a la gráfica de
Horner utilizada en el análisis de pruebas de pozo (Figura 2). Bajo algunas
condiciones no ideales, la utilización de este método puede estimar coeficientes de
filtración y eficiencia del fluido con valores optimistas, es por esto que se han
incluido modificaciones para abarcar factores tales como compresibilidad del
fluido, efecto térmico, poro-elasticidad y geometría de la fractura durante el cierre.
Adicionalmente, la forma de la caída de presión después del cierre puede utilizarse
para identificar la geometría de la fractura durante el cierre.
Validación del modelo geomecánico
Aun con el modelo geomecánico preliminar más detallado y preparado, es
importante validar y actualizar los estudios iniciales con los resultados de campo.
Como es común, se utiliza un proceso iterativo para coincidir las presiones
estimadas con las reales, y así se actualizan los parámetros geomecánicos propios
de la formación. De esta manera, se establece un continuo proceso de mitigación de
riesgos donde se comienza con un estudio preliminar de inyección y se actualiza
permanentemente durante las operaciones, identificando así de manera diaria los
posibles problemas y sus soluciones óptimas.
El éxito de una operación de CRI reside en un detallado conocimiento de las
operaciones con base en un continuo monitoreo del fracturamiento, anticipando
cualquier eventualidad.
El uso de surfactantes en proyectos de recuperación terciaria
por Chuck Norman y Juan C. Trombetta
Que es un surfactante
Surfactantes, también conocidos como agentes tensioactivos, son agentes de humectación que
bajan la tensión superficial de un líquido, permiten una mas fácil dispersión y bajan la tensión
interfacial entre dos líquidos.
Los surfactantes son usualmente compuestos orgánicos amfifílicos, o que contienen grupos no
polares hidrófobos o lipofílicos, solubles en hidrocarburo (colas) y grupos polares hidrofílicos
(cabezas) solubles en agua. Por ello son solubles en solventes orgánicos y en agua.
Operación y efectos
Los surfactantes reducen la tensión superficial del agua adsorbiéndose a la interfase líquidogas.
Ellos también reducen la tensión interfacial2 entre el crudo y el agua por adsorción en la fase
líquido-líquido.
Todas las aplicaciones y usos de los surfactantes provienen de dos propiedades
fundamentales de estas sustancias:

La capacidad de adsorberse a las interfases
La adsorción: es un fenómeno espontáneo impulsado por la disminución de energía libre del
surfactante al ubicarse en la interfase y satisfacer total o parcialmente su doble afinidad polar no polar

Su tendencia a asociarse para formar estructuras organizadas
Asociación: fenómeno impulsado por efectos hidrófobos cuando se añade más surfactante a
una solución acuosa.
La elección del surfactante es esencial
Desde que cada proyecto de recuperación terciaria es independiente, único y las condiciones
varían, es extremadamente importante diseñar y formular el agente tensioactivo adecuado con
el objeto de optimizar el tratamiento. En los últimos tiempos han aparecido en el marcado
nuevos agentes tensioactivos que permiten la implementación de técnicas SP y aun solo
agente tensioactivo, con éxito con el consiguiente ahorro de inversión en equipos y productos.
Importancia de un agente tensioactivo
Una baja tensión interfacial es esencial para la recuperación de petróleo. La tensión interfacial
incide en lo que se llama el Numero Capilar. El numero capilar (Nc), es representado como una
relación que se ha definido para describir la interdependencia entre las fuerzas viscosas y la
tensión interfacial y la restricción al pasaje a través de un capilar.
Donde (AP) es la presión diferencial a través de una longitud dada (L) y σ es la tensión
interfacial entre el petróleo y la fase acuosa.
Otra forma de describir las fuerzas viscosas es a través de la velocidad que tendrá un fluido a
través de una garganta poral y la viscosidad del fluido. Lo que se llama vance frontal. En la
Figura 1 se utiliza la que utiliza la velocidad a través del poro (velocidad Darcy) y la viscosidad
del fluido a empujar para describir las fuerzas viscosas.
Una baja tensión interfacial es esencial para la recuperación de petróleo.
Para poder recuperar cantidades significativas de crudo, el número capilar debe crecer 3 o 4
órdenes de magnitud. Si nos referimos a la ecuación de la Figura 1, el número capilar Nc es
directamente proporcional al producto de la viscosidad µ y la velocidad ν e inversamente
proporcional a la tensión interfacial σ. Los valores de viscosidad y velocidad no pueden
incrementarse por encima de un factor entre 2 y 10 sin causar daño a la formación; sin
embargo la tensión interfacial entre el agua de formación y el crudo atrapado en la formación
puede reducirse fácilmente en términos de 1000 a 10.000 veces por el agregado de
tensioactivos especiales.
Un número capilar típico es 10-7. Se necesita una reducción de 100 a 1000 veces de la tensión
interfacial para mejorar la recuperación de petróleo por alteración del Nc a partir de la adición
de agentes químicos al agua de inyección. Con esto vemos que podríamos aumentar la
velocidad de inyección o aumentar la viscosidad (por ejemplo agregando grandes cantidades
de forma limitada para no dañar la formación. De aquí que también se limite el uso de
polímeros en estos trabajos de SP.
De hecho queda en evidencia la importancia del uso de un tensioactivo, pues al bajar la tensión
interfacial podemos aumentar el número capilar e incrementar la producción de crudo aun a
expensas de menores cantidades de polímero.
Tecnología SP (surfactante . polímero)
Super Surfactantes
Muy efectiva



Se requieren muy bajas concentracionesde surfactante (0.02% - 0.2%)
Provee ultra bajas tensiones interfaciales(IFT)
No se necesita tratamiento de aguaintensivo
Tolerante a:



Altos valores de sólidos disueltos
Alto contenido de cationes divalentes
Altas temperaturas
Ventajas






Dósis bajas de tensioactivo
No se requiere álcali
Menores consumos de polímero
Menor costo de tratamiento de agua
Disminución o eliminación de formaciónde incrustaciones
Disminución de costos de mantenimiento de equipos
Surfactantes inteligentes
(en desarrollo . patente pendiente)








Sistema de un solo componente
Proveerían baja tensión interfacial y adecuada viscosidad
Tolerante a sales y cationes divalentes
No se requeriría tratamiento de agua
No se requeriría polímero
No se necesitaría unidad de disolución, ó hidratación
Inversión mínima
Mínimo factor de riesgo
Conclusión:







Los proyectos donde intervienen los surfactantes son generalmente más exitosos que
aquellos que no los incluyen, en cuanto a recuperación de crudo. (% de recuperación
de crudo entre 10 y 15%)
La elección del surfactante es importante para el éxito del proyecto.
La disminución de la tensión interfacial estará dada por la química del surfactante y su
dosis en un medio hidrocarburo-agua determinado.
Al bajar la tensión interfacial podemos aumentar el número capilar e incrementar la
producción de crudo aun a expensas de menores cantidades de polímero.
El tratamiento de pozos inyectores con geles obturantes y/o dispersos favorecerá el
resultado de recuperación.
La buena calidad de agua a utilizar en la preparación de soluciones, aumenta la
eficiencia de los químicos a utilizar.
La aparición de super surfactantes en el mercado ha demostrado que se puede
eliminar el uso de álcali, la disminución en el consumo de polímero y el costo de
instalaciones.
REGISTROS DE PRODUCCIÓN
El objetivo principal de los registros de producción es el análisis del
sistema de movimiento de los fluidos, definiendo sistema como el tipo de
régimen de flujo en el pozo.
El Registro de Producción es un método que mide y registra el flujo de
fluidos, o el efecto del flujo de fluidos, al colocar los instrumentos de medición a
varias profundidades en una producción o inyección de pozo.
En un estado simple, un registro de producción localiza la fuente de
entrada o salida de los fluidos, identifica la composición del fluido, y cuantifica
el fluido mediante medidas de tasas.
La principal diferencia entre Registros de Producción y otros tipos de
registros, tales como open-hole o cased-hole logs, es que los Registros de
Producción son corridos mientras el pozo esta bajo una acción activa o
dinámica, mientras que los otros miden un grupo de parámetros ajustados
usualmente bajo condiciones estáticas.
Donde y Cuando correr los registros de producción
En los pozos nuevos.
En los pozos horizontales.
En los pozos de inyección.
En los pozos con disminuciones o incrementos repentinos en la producción.
Perfilajes de producción
Las herramientas de perfilaje de producción, fueron introducidas por
primera vez hace ya más de 30 años. A pesar de que la tecnología disponible
en aquella época era bastante simple, se podía definir el perfil de flujo
monofásico de un pozo, en forma cuantitativa. El sensor clave para determinar
la tasa de flujo era el mismo que se utiliza hoy en día, es decir, el molinete.
Este instrumento se puede calibrar en sitio, de modo que su velocidad de
rotación se puede relacionar directamente con la velocidad del fluido. A lo largo
de los años, el mayor desafío para el perfilaje de producción ha sido poder
realizar el perfil de flujo en forma cuantitativa, en los casos de flujo bifásico y
trifásico. La complejidad de este problema ha aumentado puesto que hoy en
día se perfora un número cada vez mayor de pozos altamente inclinados y
horizontales.
Los
servicios
de
Perfiles
de
Producción
pueden
evaluar
el
comportamiento de los pozos y de los reservorios cuando producen en
condiciones estabilizadas. A menudo es muy importante estudiar el
comportamiento de la completación inicial para asegurar que el sistema
mecánico instalado cumple con la producción planeada. Posteriores cambios
en la producción tienen que ser evaluados para maximizar la recuperación
económica de hidrocarburos. A continuación se exponen las aplicaciones de
los perfiles de producción.
- Evaluación de los mecanismos de producción
a) Información relativa al comportamiento del yacimiento.
b) Información relativa a la distribución del flujo dentro del pozo.
c) Correlación de zonas activas.
- Evaluación del sistema mecánico en pozos nuevos y viejos
a) Integridad de las empacaduras, tapones, tuberías, cañería y cemento.
b) Localización y evaluación de las perforaciones.
- Diagnóstico de problemas de producción
a) Problemas resultantes de muy poca producción.
b) Problemas resultantes de un equivocado método de producción.
c) Perfiles registrados al comienzo de la vida del pozo o del reservorio para
ayudar en el análisis de futuros problemas.
Herramienta Digital de Entrada e Imágenes de Fluido (DEFT)
También conocida como FloView, La herramienta incluye cuatro sondas
ubicadas dentro de una malla protectora. Cada sonda es, en realidad, una
pequeña antena coaxial. Desde la sonda se emite una corriente alterna de alta
frecuencia, que se transmite al fluido circundante, y regresa al cuerpo de la
herramienta.
La amplitud de la señal depende de la impedancia del fluido alrededor de
la sonda.
Debido a que existe un gran contraste entre la impedancia del petróleo y
la del agua, la herramienta se autocalibra. Se determina un umbral de alto
voltaje, por encima del cual la sonda indica petróleo, y un umbral de bajo
voltaje, por debajo del cual indica agua.
Aplicaciones
- Medición del ‘hold-up’
Ventajas
- No requiere datos de las propiedades del fluido.
- La medición no se ve afectada por efectos de la fricción, la desviación, la
diferencia de densidad entre el petróleo y el agua, u otros factores.
- Tampoco se altera por efecto de la salinidad del agua, siempre que ésta
se encuentre por encima de los 2.000 ppm, lo cual comprende la gran
mayoría de los casos.
Herramienta de control de saturación (RST)
La sección de mediciones de la herramienta RST consta de un
generador de neutrones de alta energía y dos detectores de rayos gamma uno
cercano y otro lejano equipados con cristales de oxiortosilicato de gadolinio,
impregnado en cerio. La herramienta se fabrica en dos diámetros distintos:
111⁄16 y 21⁄2 pulgadas. En la herramienta de 21⁄2 pulgadas, el detector
cercano está aislado de la formación; y el detector lejano se halla aislado del
pozo.
En esta técnica se emplea una herramienta de captura de neutrones
para irradiar con neutrones de alta energía, el entorno circundante a la
herramienta. Los núcleos atómicos absorben estos neutrones y se transforman
en átomos inestables, que luego decaen y emiten rayos gamma. La mayor
parte de estos decaimientos tienen una vida media muy corta, con excepción
del oxígeno activado, que tiene una vida media de 7,1 segundos. En un pozo
que produce agua e hidrocarburo, sólo el agua contiene átomos de oxígeno.
Por lo tanto, una vez emitido un pulso de neutrones, se crea un pequeño
bolsón de agua activada, que será medido por los detectores al pasar frente a
ellos. Como se observa en la Fig. 6.36, este bolsón se puede distinguir
claramente de la señal generada por la presencia del oxígeno estático, que
tiene un decaimiento exponencial.
La velocidad del flujo del agua se puede calcular, entonces, a partir de la
distancia entre el generador y el detector y el “tiempo de vuelo” del bolsón de
agua activada. La irradiación proveniente del agua no es sólo del volumen de
agua que se encuentra dentro del pozo. Por ejemplo, si hay agua en
movimiento detrás del revestidor, a través de los canales en el cemento, la
técnica puede determinar la velocidad de la misma. Es justamente esta
capacidad de detectar y cuantificar el movimiento de agua detrás del revestidor
o de la tubería de producción, lo que hace sea una técnica sumamente
poderosa.
Aplicaciones
- medir la velocidad de flujo de agua.
Perfilaje de producción de pozos horizontales
El medio ambiente para el perfilaje de producción es muy complejo: un
pozo horizontal casi nunca es realmente horizontal, sino que su trayectoria
presenta ondulaciones. En los puntos bajos, estas variaciones menores
entrampan agua, lodo, fluidos de estimulación y otros. En los puntos altos, se
entrampa el gas. Estas acumulaciones de fluidos estancados, ejercen una gran
influencia sobre las mediciones obtenidas con los sensores de perfilaje de
producción. El tipo de completación también puede aumentar la complejidad de
la situación. Por ejemplo, las tuberías ranuradas no cementadas permiten el
flujo dentro y fuera de las mismas, lo cual es una función de la geometría del
hueco abierto, que se puede confundir fácilmente con entrada de producción o
flujo cruzado.
Sarta flagship
La sarta Flagship está diseñada para medir en forma simultánea el “holdup” de cada fase y la velocidad de la misma, tanto del petróleo como del agua.
Sin embargo, debido a la variabilidad de las condiciones de flujo, es común
repetir las mediciones, para obtener así resultados más estables.
Las mediciones de “hold-up” se realizan de las siguientes maneras:
- Dos herramientas FloView están dispuestas a 45° entre sí, de manera que
ocho sondas pueden medir el “hold-up” a pleno diámetro del pozo. Las
mediciones son procesadas y convertidas en una imagen que conduce a
una medición directa del “hold-up” de la fase.
- La herramienta RST mide la sección de captura efectiva del fluido.
- La herramienta RST también determina la relación C/O del fluido.
La sarta Flagship realiza las mediciones de velocidad de fases de la siguiente
manera:
- Se obtiene el WFL, como se explicó más arriba.
- Se obtiene un Perfil de Velocidades de las Fases, mediante una
herramienta eyectora de trazadores (PVS), que utiliza dos marcadores
miscibles que miden las velocidades del petróleo y del agua en forma
independiente.
Medición a molinete
La sarta Flagship también incorpora un molinete en línea (CFS) y un
molinete de diámetro pleno (FBS). Cuando dos fases se mueven en un régimen
de flujo estratificado a diferentes velocidades, no se puede considerar que un
molinete mida el promedio de la velocidad total. A pesar de ello, debido a las
variaciones de “hold-up” provocadas por los cambios de la desviación del pozo
y/o de la entrada de fluido, en ciertos puntos los molinetes pueden estar
sumergidos en una de las dos fases, al momento en que el molinete medirá un
punto representativo de la velocidad de esa fase en particular. Tomados de una
manera aislada, las lecturas de los molinetes no permiten definir cuándo son
representativas. Pero, cuando las mediciones independientes y estacionarias
realizadas por el perfil PVL y el WFL están disponibles, las mediciones del
molinete pueden ser validadas en ciertos tramos, y luego extrapoladas para dar
un perfil de flujo continuo.
FUENTE: WEC 1997
FLUJO DESPUES DE CEMENTACION
El proceso de construcción de pozos permite sólo una oportunidad de diseñar y
realizar un sistema de cementación primaria. Una óptima cubierta de cemento
puede reducir significativamente el valor economico de un pozo si esta falla al evitar
que el agua se convierta en parte de la producción corriente mucho antes de lo
previsto, o si se requiere de la interrupción de la producción total de costosos
tratamientos de recuperación de cementación. En el peor de los casos, el fracaso de
la cubierta de cemento pueden causar una pérdida total del pozo.
Así, la creación de una cubierta de cemento que proporciona el aislamiento zonal,
en ningún caso, debe ser un objetivo primordial, esencialmente en cada proyecto de
construcción, ya que facilita la producción de petróleo y gas en condiciones de
seguridad y económicamente más bien de la vida.
Factores que contribuyen al fracaso la cubierta de cemento puede ocurrir en
cualquier paso en el proceso de construcción del pozo. Por ejemplo, uno de los
primeros peligros - colocación de cemento pobres - se produce si el equipo de
perforación no elimina el fluido de perforación o los cortes de perforación del pozo
debidamente antes de que comince el bombeo de los lodos . Luego, durante la etapa
de perforación y construcción, la cubierta de cemento debe soportar el continuo
impacto de la drillstring. Este en particular ocurre en pozos direccionales.
Desafíos de cementación
Flujo de gas Anular.
Flujo de gas Anular, a veces llamado migración de gas, se produce cuando el gas
forma canales debido a que la columna de cemento pierde su capacidad de
mantener la presión de sobrebalance en la formación. Hay dos tipos de migración
de gas, una es a corto plazo,estas son las que se producen antes de que se fije el
cemento, y de largo plazo, que se desarrolla después de que el cemento se ha fijado.
Flujo de gas en los anulares a menudo se presenta como burbujas de gas en la parte
superior del anular o en la zona de flujo de gas detectado por los registros sonicos o
de los registros de temperatura. Sin embargo, incluso antes de que esta
manifestación se produzcan, los operadores pueden predecir con precisión el
potencial de la migración de gas y el uso de uno o de una combinación de
tratamientos para ayudar a prevenir el flujo de gas. Los tratamientos pueden
incluir:





Mejorar el control de pérdida de fluido.
El aumento de la densidad de líquidos
Acortamiento de la columna de cemento (utilizando fase de cementación )
Aplicando la presión anular
Uso especial tixotrópico o compresibles (espumado) lodos de cemento.
Una columna de cemento debería ser suficiente para mantener una presión de
sobrebalance entre el gas y la formación y evitar la migración de gas hasta que el
cemento se fije. Sin embargo, a menos que los ingenieros de cementacion diseñen
una fluido específico para prevenir el flujo de gas durante la colocacion, este no
podrá mantener la capacidad de transmitir plenamente la presión hidrostática en
una condición estática. Como fuerza estática de gel (SGS) comienza a desarrollar y /
o el slurry pierde fluido a la formacion permeable (slurry reduce volumen), la
probabilidad de la migración de gas aumenta . Si el gas se desplaza a una zona de
menor presión o a la superficie, los canales se forman permanentemente en el
cemento fijado.
Formación del Canal de Gas
Figura #1.Colocacion de Cemento slurry.
Slurry se comporta como un fluido.
Transmite completamente la presión hidrostática.
Figura #2.Se comienza a desarrollar la fuerza estatica de gel.
Pérdida de fluidos a la formaciones.
Reducción de volumen debido a la pérdida de presión.
Figura #3.Se pierde la presión se sobrebalance.
La pérdida de fluidos sigue en zona de menor presión.
Gas entra pozo y se filtra hasta el anular.
Figura #4. Filtración de gas conduce a la formación de canal.
Canal continua después de la cementacion
Para ayudar a evitar daños en la formación de canales de gas, los operadores deben
considerar tanto a corto como "Tiempo de transición" y mínimos de reducción de
los slurry de volumen debido a la pérdida de fluidos. No existe una sola manera
infalible de evitar la migración de gas, pero la investigación ha dado lugar a diversas
técnicas para la estimación de la gravedad del problema y para ayudar a lograr el
control.
El proceso de construcción del pozo, permite a los operadores una oportunidad
para diseñar y colocar un pozo primordial del sistema de cementación. Por lo tanto,
la construcción de una funda de cemento que pueden proporcionar completo
aislamiento zonal en cualquier entorno debe ser un objetivo primordial, así, como
en cualquier proyecto de construcción.
Los niveles óptimos de slurry de cemento puede reducir significativamente el valor
económico del pozo al permitir que el agua sea parte de la producción corriente
mucho antes de lo esperado o, al exigir la interrupción de la producción para
realizar costosos tratamientos de recuperación de cementación. En las peores
situaciones, el fracaso de la cubierta de cemento puede resultar en la pérdida del
pozo.
Durante el último medio siglo, la industria de servicios petroleros ha desarrollado e
introducido una serie de estrategias avanzadas de cementación, en un esfuerzo por
superar los obstáculos que impiden la creación de eficaces y duraderas cubiertas de
cemento.
Las causas más frecuentes de fracaso de las cubiertas de cemento son el flujo a
traves de cemento antes de que este se fije y el flujo a través del cemento una vez
que este se ha fijado.
Tomado de:
Flow After Cementing
por Ashok Santra - Senior Scientist-Chemist y Melissa Calhoun- Technical Professional Manager. HALLIBURTON
18 febrero 2008
Hidratos de metano: una nueva fuente de energía
Durante los últimos dos siglos, la producción de petróleo y gas ha alcanzado una
escala global y actualmente tiene influencia en la mayoría de las actividades mundiales.
Algún día, el depósito de hidrocarburos convencionales no podrá proporcionar por más
tiempo la energía adecuada para las crecientes economías y poblaciones de la tierra.
Para entonces, los no muy conocidos, pero hidrocarburos afines conocidos como
hidratos, podrían tomar su lugar como importantes fuentes de energía.
El Dr. Roberto Callarotti, Jefe del Departamento de Ingeniería del Instituto
Venezolano de Investigaciones Científicas (IVIC), disertó recientemente en el IVIC
sobre una nueva fuente de energía que cobra día a día mayor importancia debido a las
demandas energéticas que crecen a escala acelerada a nivel mundial, como son los
hidratos de metano.
“Los hidratos de metano son moléculas de agua que encierran al gas metano y
aotros gases. Hay enormes depósitos de este gas en casi todas las costas del mundo, en
profundidades del orden de los 100 a 300 metros. La inclinación que el IVIC demuestra
por la investigación de estos tópicos guarda relación con la utilidad que significa, no
sólo desde el punto de vista científico sino de su aplicación a problemas reales en
nuestro país” señaló el Dr. Callarotti.
La unidad básica del hidrato es un cristal hueco de moléculas de agua con una
sola molécula de gas flotando en el interior. Los cristales se agrupan en un enrejado
compacto. Los hidratos, conocidos también como hidratos de gas, hidratos de metano o
clatratos (de las palabras griega y latina para “emparrillado”), presentan una estructura
similar al hielo, excepto que las moléculas de gas se encuentran ubicadas dentro de los
cristales en vez de estar entre ellos.
Constituyen un potencial fuente de energía, que cobra cada vez mayor
importancia dado el progresivo agotamiento de los recursos energéticos del planeta. Su
formación tiene lugar a bajas temperaturas (<>
En el ámbito internacional está depositado a medianas profundidades (entre 200
mts. y 1 km.) y está siendo investigado, por ser a nivel científico y económico atractivo,
tanto para los investigadores como para las principales industrias relacionadas con
hidrocarburos y energía, ya que la recuperación de metano desde estos depósitos y el
transporte a la costa a un costo razonable representa una alternativa energética y un
desafío para la tecnología.
El Dr. Callarotti señaló: “se estima hay en los hidratos de metano el doble de los
átomos de carbono que existen en todo el petróleo, más que todo el gas y carbón
producido o que quedó en el yacimiento, esto quiere decir que representa una enorme
cantidad de energía”.
Los hidratos pueden contener 10 trillones de toneladas de carbono, más del
doble de todo el carbón, petróleo y reservas de gas convencionales del mundo
combinadas. Tales estimaciones de este recurso de hidrocarburos potenciales, está
conduciendo a varios países a iniciar programas de investigación y exploración para
entender el comportamiento de los hidratos, identificar las acumulaciones y desarrollar
métodos de extracción. Japón, India, Estados Unidos, Canadá, Noruega y Rusia son
algunos de los países que actualmente están desarrollando investigaciones sobre los
hidratos de gas.
“Adicionalmente, los hidratos de metano tienen importancia porque en aquellos
gasoductos que se encuentran en climas fríos, como en Siberia o al norte de Canadá,
cuando existe humedad o agua en los sistemas de transporte de gas pueden formarse
hidratos de metano y por lo tanto, trancar el flujo en esa tubería. En Rusia, donde se ha
producido metano desde hace tiempo ha habido varios problemas y es uno de los países
que ha desarrollado mayor interés en estudiar los hidratos de metano”, añadió el Dr.
Callarotti.
Los químicos conocen los hidratos desde hace casi 200 años, pero hasta hace
poco estas sustancias eran consideradas como curiosidades de laboratorio. La industria
del petróleo comenzó a interesarse en los hidratos en la década de 1930, cuando se
encontró que su formación era la causa de los bloqueos en algunos ductos en Kazajstán.
Desde entonces, la mayor parte de los esfuerzos de la industria, relacionados con los
hidratos, han estado encaminados a evitarlos o a dificultar su acumulación.
Las compañías de petróleo y gas han centrado su preocupación en los problemas
y riesgos que representa, para esta industria, los hidratos de metano, sobre todo en
aquellos lugares donde el agua y el gas natural entran en contacto, debido a que
ocasionan restricciones para el flujo de petróleo y gas, provocando riesgos de
perforación y de terminación submarina, además de riesgos a la estabilidad de las
plataformas marinas.
Ahora bien, debido a la importancia y trascendencia que supone desarrollar
proyectos de investigación para conocer la utilidad y aplicación de los hidratos de
metano, surge la iniciativa de la industria venezolana y desde el Departamento de
Ingeniería del IVIC, de crear espacios para el estudio, exploración y generación de
conocimientos acerca de las reservas que podrían existir en nuestras costas y en un
futuro no muy lejano el aprovechamiento de los hidratos de metano.
“Desde el punto de vista de nuestro país, Venezuela es un país productor de
petróleo, que tiene gas y hay grandes depósitos de hidratos de metano, por lo tanto es
interesante comenzar a generar conocimientos acerca de ellos. Lo que tratamos en este
momento es desarrollar esquemas que permitan evitar o reducir la existencia de tapones
en tuberías de producción en el mar o en un gasoducto, cuando estos se producen por
hidratos de metano… Al mismo tiempo, buscamos concretar la forma de producción de
hidratos de metano desde el fondo del mar enviando energía electromagnética de alta
frecuencia a través de tuberías sencillas, como las tuberías de producción; este sería un
acontecimiento muy interesante y fascinante ya que el crecimiento poblacional, que es
un proceso exponencial en el tiempo, requiere cada año más y más niveles de energía, y
las predicciones estipulan que el petróleo convencional se acabará dentro de 40 o 50
años, esto le da más importancia a la que ya tienen los yacimientos de crudos pesados
que existen en Canadá, Venezuela, Rusia y China”.
Tomado:www.avm.ivic.ve.
Matbal Modelado por Balance de Materiales para Sistemas de
Reservorios de Hidrocarburos.
MatBal permite análisis, evaluación y pronóstico de la respuesta de sistemas
de reservorios de hidrocarburos usando principios fundamentales de balance de
materiales.
Esta nueva aplicación de eP es fácil de usar y permite a los usuarios obtener
más valor a partir de su inversión en otras aplicaciones eP.
Las técnicas de balance de materiales son ampliamente usadas en todas las
fases del desarrollo de campo, proveyendo a los ingenieros con una medida
dinámica de los volúmenes de hidrocarburos y un estimado crítico de los
parámetros clave del reservorio. La facilidad con que las técnicas de balance de
materiales pueden ser aplicadas dan como resultado una alternativa eficiente y
rentable frente a técnicas de simulación más complejas y costosas.
Usando estas técnicas los ingenieros pueden:


Estimar el volumen de los fluidos inicialmente presentes en el reservorio.
Examinar los efectos de los cambios que resultan de los fluidos producidos e
inyectados.
MatBal ayuda al ingeniero de reservorios ejecutar cada etapa de un estudio de
balance de materiales rápida y eficientemente:



Construyendo un modelo apropiado de balance de materiales
Adecuando a la data histórica
Generando pronósticos de producción
MatBal provee toda la funcionalidad requerida dentro de una interfaz actualizada,
diseñada para agilizar todas las etapas del proceso. El modelado integrado de pozos
es provisto por WellFlo (parte de la suite WellFlo), pero MatBal es también
compatible con data de desempeño de pozos generada por otros medios o software.
Características Clave de MatBal










Tres modelos de pronóstico – control de tasa a nivel de campo completo, así
como control de tasa y presión de múltiple de producción a nivel de pozo
Importación de data de influjo de reservorio (IPR y permeabilidad relativa)
PVT desde WellFlo
Varios modelos de influjo de acuíferos (Fetkovich, Fetkovich Modificado,
Van Everdingen y Hurst, Carter-Tracy)
Asignación optimizada de gas de levantamiento
Reservorios de Crudo Negro, Crudo Volátil, Gas Condensado, Húmedo y
Seco
Técnicas de Igualación de Historiales Lineales y No-Lineales
Inyección de agua y gas en el reservorio
Múltiples pozos conectados a un solo reservorio
Facilidades completas de graficado y exportación de data y los usuarios
pueden personalizar sus salidas para reportes (ej. gráficos y tablas)
Modelo de reservorio de tanque único
Modos de Operación para MatBal
Modo de Igualación de Historial
El modelo de campo puede ser calibrado contra data observada usando una
combinación de métodos de regresión lineal y no-lineal en conjunción con gráficos
de diagnóstico para Influjo de Agua y Comparación de Presiones.
Modo de Pronóstico
El modelo de campo de historial igualado puede ser usado como una base
para pronóstico de desempeño y potencial futuro de reservorio a través de
programaciones de puntos de toma estimados y presión de cabezal de tubería. Hay
tres modelos básicos de pronóstico disponibles:
Controlado por Tasa (Modelo de Campo):
Tasas de producción de crudo en campo e inyección definidas por el usuario.
MatBal calcula presiones de reservorio, tasas de saturación y fase secundaria, así
como producción acumulada.
Controlado por Tasa (Modelo de Pozo):
Dependiendo de las opciones seleccionadas, el usuario puede especificar
tasas de producción de crudo, inyección en reservorio y gas-lift, inyección de agua y
limitantes (presiones mínimas y máximas de múltiples de producción). MatBal
determina la presión de reservorio, saturaciones, tasas, producción acumulada,
presiones de múltiples, estado de múltiples con respecto a sus limitantes, tasas de
inyección e inyección acumulada. Los parámetros individuales de pozos son
igualmente calculados, incluyendo estado de pozo, presión de cabezal de tubería,
presión de fondo de pozo, presión diferencial de pozo, índice de productividad,
tasas de producción y producción acumulada para todas las fases, tasas de
inyección y producción de fases secundarias. MatBal igualmente determina la
asignación óptima de gas de levantamiento a pozos individuales de gas-lift sujeto
limitantes definidas por el usuario tales como tasa máxima de gas de
levantamiento, producción máxima de agua, etc.
Controlado por Presión (Modelo de Pozo):
Este es similar a la opción Controlado por Tasa (modelo de pozo), pero en
este caso, el usuario define las presiones de producción y múltiples de inyección, así
como las limitantes de tasa de fluidos.
Tomado: www.ep-solutions.com
17 febrero 2008
Hidratos de gas
El gas y el agua líquida se combinan para formar sólidos parecidos a la nieve
húmeda a temperaturas superiores al punto de solidificación del agua. Estos sólidos son
llamados hidratos de gas. Estos son una forma compleja de los conocidos clatratos. Este
fenómeno es de particular interés para la industria petrolera debido a que estos sólidos
pueden formarse a temperaturas y presiones normalmente encontradas en la producción
y transporte de gas natural.
Formación de hidratos de gas
Los hidratos de gas se comportan como soluciones de gases en sólidos
cristalinos y no como compuestos químicos. La estructura principal de los hidratos
cristalinos es formada por moléculas de agua. Las moléculas de hidrocarburo ocupan
espacios vacíos dentro del espacio de la red de las moléculas de agua.
La formación de hidratos es más de naturaleza física que química.
Aparentemente, no son fuertes los enlaces químicos entre el hidrocarburo y las
moléculas de agua. De hecho, las moléculas de hidrocarburo se encuentran libres
rotando dentro de los espacios vacíos.
La estructura del agua es semejante a la del hielo debido al parecido de sus
calores de formación. Sin embargo, las redes cristalinas son algo diferente al hielo ya
que las redes del hielo no tienen el espacio incluso para pequeñas moléculas de
hidrocarburo.
Se conocen dos tipos de hidratos de redes cristalinas. Cada uno contiene
espacios vacíos de dos tamaños distintos. Una red tiene el tamaño para aceptar pequeñas
moléculas como metano y grandes moléculas como el propano, este radio acepta
alrededor de dos moléculas pequeñas por cada grande. La otra red acepta moléculas de
metano y moléculas de mediano tamaño como el etano, este radio acepta alrededor de
tres medianas por cada pequeña.
Aunque los hidratos de gas parecen ser soluciones sólidas en lugar de
compuestos químicos, un número específico de moléculas de agua están asociadas con
esta molécula de gas. Esto se debe a la estructura del cristal y el radio depende
primordialmente con el tamaño de la molécula de gas.
Condiciones para la formación de hidratos de gas
La consideración más importante para la formación de hidratos es que esté
presente el agua líquida para su formación. Incluso con la presencia de agua líquida se
necesita un equilibrio entre el gas y el agua a condiciones de presión y temperatura para
que la formación del hidrato ocurra. Pero, una vez formadas las semillas del cristal, la
hidratación ocurre fácilmente.
Las semillas del cristal se forman a temperaturas de 3 a 10°F por debajo de la
temperatura de formación y a unos 300 o más psi por encima de la presión de
formación. Sin embargo, partículas de óxido o arena también funcionan como semillas
de cristales en la iniciación de formación de los hidratos.
Formación de hidratos de gas por reducción de presión
Reduciendo la presión a condiciones normales de superficie, causamos también
una reducción en la temperatura del gas. Esta reducción de temperatura puede causar la
condensación del vapor de agua presente en el gas. Lo que ocasionaría una mezcla de
gas y agua líquida, condiciones necesarias para la formación de hidratos.
Métodos de extracción de gas de los hidratos
Se están estudiando tres métodos de extracción de gas natural de los hidratos.
Todos esto métodos usan la disociación, un proceso por el cuál un material se
descompone en sus partes constituyentes. En el caso de los hidratos de gas disociación,
esto usualmente involucra una combinación de liberar la presión y subir la temperatura
de manera que los cristales helados se derritan o de lo contrario cambien la forma y
liberen las moléculas de gas natural atrapadas.
Inyección Termal
Con esta técnica, se introduce calor dentro de la formación del hidrato para
aumentar la temperatura del material e impulsar la disociación. Un ejemplo de esto es la
inyección de agua marina relativamente cálida en una capa de hidratos de gas
submarina. Una vez que se libera el gas dentro de la capa, se lo puede traer a la
superficie.
Inyección de Inhibición
Ciertos alcoholes, como el metanol o etilenglicol, actúan como inhibidores
cuando se los inyecta en una capa de hidrato de gas, y hacen que el material de hidrato
cambie. Ellos cambian las condiciones de presión-temperatura que se necesitan para la
estabilidad de los hidratos, permitiendo que el hidrato se disocie y libere su metano.
Despresurización
En algunas reservas de hidratos hay zonas en las cuáles el gas natural ya está en
su estado libre. Si se perfora un pozo en dicha zona para extraer el gas natural, también
se puede reducir la presión dentro de la capa de hidrato de gas subyacente. Si esta
reducción de presión es suficiente como para provocar una disociación, entonces se
puede liberar el gas de la capa de hidrato y extraerlo al mismo tiempo.
Las simulaciones por computadora para las inyecciones termales que usan vapor
y agua caliente sugieren que se libere suficiente gas como para que sea recuperable. Sin
embargo, el costo de esta técnica es prohibitivo. Similarmente, la inyección de
inhibición parece ser factible pero, nuevamente, los costos económicos y del medio
ambiente superan los resultados de la producción. Actualmente, la técnica más
económicamente promisoria parece ser la despresurización. Esta técnica está limitada
sólo a las áreas con reservas de gas natural en estado libre, y la extracción de gas de los
hidratos de gas puede ser impedida por la formación de hielo o la reformación de
hidratos de gas durante la disociación y el proceso de extracción.
Razones para el estudio de los hidratos de gas
<!--[if !supportLists]-->1. <!--[endif]-->Contiene una gran cantidad de metano, lo que
indica un posible futuro como un recurso energético.
<!--[if !supportLists]-->2. <!--[endif]-->Puede funcionar como una fuente o sumidero
de metano en la atmósfera, lo que puede influir en el clima mundial
<!--[if !supportLists]-->3. <!--[endif]--> Puede afectar a la fuerza de sedimentos, que
pueden ser el comienzo de los deslizamientos de tierra.
Tomado: The propeties of petroleum fluids. William D. Mc. Cain. Second edition.
www.seed.slb.com/es/scictr/watch/gashydrates/how.htm