petroleros/Geomecanica Schlumberger/Geomecanica del pozo

La Optimización de Pozo y su Importancia
La optimización de la producción de hidrocarburos y el conocimiento de las
características de los yacimientos a partir de datos de los pozos (tema de este libro)
depende en gran medida de la calidad de los pozos. Se entiende por calidad la
capacidad de alcanzar la tasa estimada de producción y/o suministrar una cantidad
suficiente de datos del yacimiento con costos reducidos, siempre teniendo en
consideración la seguridad y el respeto por el medio ambiente. La calidad, sin duda,
depende de un buen trabajo de planificación. Este capítulo se refiere a algunos de
los aspectos de esta planificación, especialmente en la necesidad de considerar
todos los aspectos relacionados a la perforación de pozos y, en particular, el caso de
los pozos horizontales.
La construcción de un pozo se concentra cada vez más en garantizar su retorno
óptimo, teniendo en cuenta las necesidades los diversos participantes en la
operación perforadores, ingenieros de producción, geólogos, geofísicos,
petrofísicos, además de los inversionistas y directivos. Uno de los aspectos
fundamentales consiste en cómo reconciliar estas necesidades y, cuando surgen
conflictos entre ellas, cómo juzgar una con respecto a la otra. Un método utilizado
es, por ejemplo, el análisis de riesgo. La primera sección del capítulo describe el
proceso del análisis de riesgo y señala cómo incluir las necesidades de la geociencia
junto con las necesidades tradicionales de la perforación.
Los fluidos de perforación pueden tener un efecto importante sobre la tasa de
producción y la adquisición de datos. El problema de seleccionar el fluido adecuado
constituye un muy buen ejemplo de la necesidad de considerar los requisitos de los
distintos grupos y balancearlos entre sí. La elección no siempre resulta obvia; por
ejemplo, el uso de un fluido que provoca daño en la formación puede ser adecuado
o no, dependiendo del tipo de completación y los planes de estimulación. Esta
sección se refiere a los factores involucrados y presenta los resultados obtenidos
con estudios de laboratorio que puede ayudar a cuantificar mejor estos factores.
Resulta indudable que los pozos horizontales han estimulado gran atención en la
planificación de los pozos. La ubicación del pozo, la estabilidad del hoyo, los efectos
de una sección muy larga del yacimiento son algunos de los aspectos que requieren
una lanificación más precisa e integrada. Se Recalca que siguiente muestra cómo
los datos de n pozo piloto se utilizaron para planificar la perforación y la
completación de un pozo horizontal. En particular, el pozo piloto indicó que si se lo
perforaba con una trayectoria paralela a la dirección del esfuerzo mínimo se podría
completar a hueco abierto, con lo cual se reduciría considerablemente la inversión.
El pozo fue perforado y completado con todo éxito, y su producción fue el doble de
la tasa de un pozo vertical típico en esa misma área. En la sección final se describe
la técnica de navegación de un pozo horizontal desde el punto de vista geológico y
no geométrico. Esta teoría depende de la adquisición de datos de la formación tan
cerca de la mecha como sea posible; de una buena tarea de planificación; así como
de una buena coordinación, y de la disponibilidad de un sistema de computación
adecuado al pie del pozo. Una parte importante de la planificación consiste en
simular la respuesta de las mediciones para varios escenarios posibles, de manera
que cuando éstos ocurren durante la perforación se pueden tomar las decisiones
necesarias con mayor facilidad.
Fuente: Evaluación de Pozos
Avances Tecnológicos
Los avances logrados en la comprensión y la caracterización de las mediciones
nucleares, han permitido mejorar la evaluación de formaciones en los pozos viejos,
especialmente en los casos en que los datos obtenidos a hueco abierto son
limitados. Hoy en día, es posible determinar con suficiente confianza la porosidad,
la litología y la saturación de agua a través del revestidor, en un alto porcentaje de
pozos de Venezuela. Estos adelantos permiten realizar estimaciones realistas de la
permeabilidad. La presión de las capas se puede obtener, en forma directa, a partir
de pruebas especiales y de instrumentos operados por cable que efectúan
mediciones de la formación a través del revestidor; o bien, en Las mejoras
obtenidas en cuanto al diseño de los sensores y las mediciones de laboratorio, han
permitido alcanzar una caracterización mucho más precisa del flujo, con y sin la
tubería de producción. En efecto, hoy en día es posible cuantificar el flujo bifásico o
trifásico en los pozos horizontales. Por lo tanto, la tecnología actual permite una
evaluación completa de la formación, la hermeticidad hidráulica y el flujo de fondo
del pozo en los pozos viejos y en la mayoría de los casos sin extraer la tubería de
producción.
En el futuro, los sensores permanentes instalados dentro del hoyo, harán posible el
monitoreo continuo de las diferentes propiedades de los pozos y de los yacimientos.
Breves Acotaciones de Hidrocarburos
Para describir los fluidos de yacimientos, los ingenieros a menudo utilizan términos
clásicos aunque poco científicos que son de uso corriente en la industria petrolera,
como bitumen, petróleo pesado, petróleo negro, petróleo volátil, condensado de
gas, gases húmedos y gases secos. Estas definiciones no tienen límites precisos de
aplicación y, por lo tanto, resulta difícil emplearlas en las áreas de transición entre
petróleo volátil y condensado de gas o entre petróleo volátil y petróleo negro.
Venezuela cuenta con uno de los rangos de acumulaciones de hidrocarburos más
amplios del mundo, que cubren todo el espectro de fluidos, desde los crudos extra
pesados de la Faja del Orinoco hasta los yacimientos que producen gas seco,
incluyendo la complejidad de los petróleos volátiles y los condensados de gas
retrógrados del Norte de Monagas. Los fluidos de los campos del Norte de Monagas
representan un verdadero desafío desde el punto de vista de la extracción de
muestras, puesto que su comportamiento es casi crítico.
Los petróleos volátiles o casi críticos son fluidos muy livianos que se presentan en
estado líquido en el yacimiento, puesto que la temperatura del yacimiento es muy
cercana a la temperatura crítica del fluido. Estos petróleos exhiben una presión de
saturación cercana a la del punto de burbujeo y tienen un alto grado de merma, que
por lo general, alcanza el 40% del espacio poroso del hidrocarburo para una
reducción de presión de sólo 10 lpc.de ,manera general se puede considerar que las
líneas de calidad cercanas al punto crítico y a la temperatura del yacimiento se
encuentran muy juntas y casi paralelas a la línea del punto de burbujeo. Cualquier
disminución de la presión por debajo de ese punto cortaría rápidamente la línea de
calidad del 60%, indicando el alto grado de merma de estos crudos. De manera
similar, en el caso de los fluidos que existen en estado gaseoso en las condiciones
del yacimiento, donde la temperatura es muy cercana a la temperatura crítica, una
mínima reducción de la presión por debajo del punto de rocío da como resultado un
alto porcentaje de formación de líquido. Este líquido, o condensado retrógrado, es
relativamente inmóvil comparado con la fase gaseosa, por lo cual, la producción
será preferentemente gas, y no se producirá el preciado líquido. Las características
físicas de los petróleos volátiles y de los condensados retrógrados recuperados en el
tanque de almacenamiento, pueden ser muy similares y no permiten realizar una
clasificación precisa de los tipos de fluidos del yacimiento.
En Venezuela existen muchos casos en los que, cuando el fluido es condensado de
gas, produce un líquido oscuro en condiciones normales de almacenamiento de 33 a
35°API, mientras que algunos petróleos volátiles producen líquidos de colores más
pálidos y de mayor densidad. En el otro extremo del espectro están los petróleos
pesados, los que constituyen un desafío debido a que sus propiedades físicas deben
estar claramente definidas para poder diseñar los sistemas de levantamiento
artificial adecuados, las instalaciones de producción en la superficie y las de
exportación. Pequeñas cantidades de gas disuelto pueden alterar en gran medida
las propiedades de los fluidos tales como la viscosidad, la cual resulta fundamental
para la simulación del yacimiento y los cálculos de la tasa de producción.
La importancia de obtener muestras de fluidos de buena calidad
Al estudiar el aspecto económico de las reservas de hidrocarburos, la capacidad de
producción estimada se debe evaluar con respecto al capital invertido y a los costos
operativos. Por lo tanto, una estimación muy precisa de las reservas recuperables
resulta de fundamental importancia para determinar la viabilidad económica del
potencial yacimiento. El cálculo de las reservas totales en sitio y la predicción de las
reservas recuperables dependen de la confiabilidad de los datos utilizados y
constituye un elemento primordial durante las etapas iniciales del proyecto, cuando
muchas veces se dispone sólo de un mínimo de información. Los perfiles eléctricos,
el análisis de núcleos, los estudios PVT y las pruebas de producción son
fundamentales para los primeros modelos económicos.
Más aún, el diseño de las instalaciones de producción, en la superficie depende por
lo general de las propiedades de los fluidos, determinadas a partir de las muestras
obtenidas en pozos exploratorios y de evaluación. Si estas muestras proporcionan
fluidos poco representativos, el costo implícito puede ser muy elevado.
Cuando se trata de hidrocarburos livianos, y en particular cuando la temperatura
del yacimiento es muy cercana a la temperatura crítica, la precisión de tales
parámetros, como la temperatura del yacimiento y la presión inicial, se debe
considerar desde una perspectiva totalmente diferente. Se señala que cambio
pequeño de la temperatura o de la presión produce alteraciones drásticas en el
comportamiento PVT estimado del fluido. En tales casos, las técnicas de muestreo
son de gran importancia para poder obtener muestras de alta calidad para pruebas
PVT (calidad PVT).
En muchos fluidos cercanos al punto crítico estudiados en Venezuela, no fue
posible definir el tipo de fluido presente en el yacimiento hasta que no estuvieron
disponibles los resultados de los estudios de laboratorio.
En algunos casos, se comprobó que dos zonas diferentes en el mismo pozo
contienen diferentes tipos de fluido crítico en las condiciones originales del
yacimiento, uno en la fase gaseosa y el otro en la fase líquida. La clasificación
correcta de un hidrocarburo también tiene importancia para poder definir la cuota
OPEP, el régimen fiscal, los acuerdos de coparticipación en la producción y otros
aspectos económicos.
Fuente: Pequeño Extracto de Evaluaciòn de Pozos
Publicado por Tineo Vasquez Yorangel en 21:56
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Mojabilidad de los fluidos
A la hora de hacer el estudio de algún yacimiento es imprescindible tener en cuenta
todas las características y propiedades de las rocas que conforman el yacimiento y
los fluidos que se encuentran presentes en su espacio poroso, así como también es
fundamental el estudio de las interacciones roca-fluido, el cual puede determinarse
mediante un parámetro denominado mojabilidad que se define como la tendencia
de un fluido a adherirse a una superficie sólida en presencia de otros fluidos
inmiscibles, tratando de ocupar la mayor área de contacto posible con dicho sólido.
La mojabilidad es una función del tipo de fluido (por lo general petróleo y agua) y
de la superficie sólida (con referencia al medio poroso, roca).
En base a la mojabilidad, los fluidos pueden clasificarse en:


Mojantes: Son aquellos que tienen la mayor tendencia a adherirse a la roca,
por lo general es el agua ya que la mayoría de las rocas yacimiento son
preferencialmente mojadas por agua.
No mojantes: Los que no se adhieren a la roca o lo hacen parcialmente.
El estudio de la mojabilidad se hace a través de un ángulo θ denominado ángulo de
contacto el cual es definido como el ángulo formado entre la superficie y la línea
tangente al punto de contacto entre la gota de líquido con la superficie. Este ángulo
depende de la energía superficial del sólido, la energía interfacial y la tensión
superficial del líquido.
Fig. 1 Mojabilidad de los fluidos.
Cuando θ menor a 90º el fluido es no mojante y mayor a 90º el fluido es mojante.
Una tensión de adhesión de cero indica que los fluidos tienen igual afinidad por la
superficie. La mojabilidad tiene sólo un significado relativo. Teóricamente, debe
ocurrir mojabilidad o no mojabilidad completa cuando el ángulo de contacto es 0° o
180° respectivamente. Sin embargo, un ángulo de cero es obtenido sólo en pocos
casos.
Con referencia a la mojabilidad, los yacimientos pueden ser clasificados en:
yacimientos hidrófilos y yacimientos oleófilos.

Yacimientos hidrófilos:
-Poseen un ángulo de contacto θ menor a 90º
-El agua es la fase mojante.
-En los canales de flujo más pequeños del yacimiento, habrá solo desplazamiento
de agua.
-El petróleo se desplaza por los canales de flujo más grandes.
-La mayoría de los yacimientos petrolíferos son hidrófilos.

Yacimientos oleófilos:
-Presentan un ángulo de contacto θ > 90º
-El petróleo es la fase mojante.
-En los canales de flujo más pequeños habrá solo desplazamiento de petróleo; el
agua se desplaza por los canales más grandes.
-Pocos yacimientos son oleófilos.
Diversos factores pueden ser afectados por la mojabilidad, como lo es:
-La localización y saturación de agua irreducible.
-La distribución de los fluidos en el yacimiento, es decir, localización de petróleo y
agua en el espacio poroso.
-El valor y la localización del petróleo residual.
-El mecanismo de desplazamiento.
El hecho de que una roca sea mojable por petróleo o por agua, incide en numerosos
aspectos del desempeño del yacimiento, particularmente en las técnicas de
inyección de agua y recuperación mejorada del petróleo. Suponer que una
formación es mojable por agua, cuando en realidad no lo es, puede ocasionar daños
irreversibles en el yacimiento.
Fuente:
http://quipu.uni.edu.pe/OtrosWWW/webproof/acade/fipp/lucioc/mojabilidad101.html,
http://www.slb.com/media/services/resources/oilfieldreview/spanish07/aut07/p44_61.pdf,
láminas de las clases de yacimientos I del profesor Gustavo Prato.
Publicado por Yusi Monterola en 13:44
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Sistemas de Producción. Definiciones Importantes
Un sistema de producción es aquel que tiene la capacidad de transportar fluido del
yacimiento hasta la superficie y separarlo en petróleo, gas y agua. Si es necesario, el
petróleo y el gas, son tratados y preparados para la venta o el transporte desde el
Campo. Cualquier caudal de agua producido, también es tratado y preparado para
su re-inyección en el reservorio.
Los elementos mecánicos básicos del sistema de producción son:
1. Pozos
2. Líneas de Conducción
3. Colector de Producción
4. Separadores y equipamiento de proceso
5. Instrumentos de medición
6. Recipientes de Almacenamiento
Un pozo puede ser definido como un conducto o interfase, entre el petróleo y gas
del reservorio y las facilidades de superficie. Esta interfase es necesaria para
producir el fluido del reservorio a la superficie. En la Performance del pozo, el
volumen de drenaje del reservorio que fluye hasta el pozo juega un papel muy
importante. Un pozo combinado con el drenaje de un reservorio, comúnmente es
llamado sistema de producción de petróleo o gas. Un sistema de producción está
compuesto por los siguientes componentes:
• Medio Poroso
• Completación (Estimulación, Punzado, y Engravado)
• Conducto vertical u horizontal o inclinado con válvulas de seguridad y placas de
choque.
• Un sistema de levantamiento Artificial, tal como bombas, válvulas de gas-Lift, etc.
• Líneas de Conducción horizontales con placas de choque y otros componentes de
cañerías como válvulas, codos, etc.
Definiciones Importantes
1. Permeabilidad (k): Es una propiedad de la Roca la cual mide la capacidad de
transferencia que tienen los fluidos para atravesar la roca. En su forma más simple,
la ley de Darcy, se aplica a una losa rectangular de roca, que tiene la siguiente
forma:
Espesor (h): El espesor útil es el espesor promedio de la formación permeable, que
contiene el área de drenaje por la cual el fluido fluye hacia el pozo. Este no es
solamente el intervalo punzado o el espesor de formación encontrado por el pozo.
3. Radio de drenaje (re)
Es la distancia comprendida desde el centro del pozo y el límite de volumen de roca
permeable al cual se le interrumpe la presión estática. Se lo llama radio de drenaje,
ya que en la mayoría de los casos se asume un flujo radial desde el reservorio hacia
el pozo.
4. Presión promedio de reservorio (pr)
Esta es la presión promedio de reservorio que se asume como la presión estática
que se desarrolla a una distancia del pozo igual al radio de drenaje. Para mayores
distancias que re, la presión se mantiene constante. Este valor de presión se pude
obtener de ensayos de formación tipo Build up o Drawdown. Se puede observar en
la figura siguiente, el perfil de presiones tipo para un reservorio sin daño de
formación.
5. Presión dinámica de fondo (Pwf)
Esta es la presión que se desarrolla en la cara de la formación, o sea en las paredes
del pozo donde se encuentran los punzados. Esta se puede determinar con Ensayos
de Formación, Perfiles de Presión o con sensores de fondo. Su valor puede varían
para pozos con cierta proximidad y afectados a la misma formación debido al daño
que se haya en el volumen de roca en las cercanías del pozo.
6. Diferencial de Presión (Drowdown pressure, (pr-pwf))
Esta es la diferencia entre la presión estática del reservorio y la presión dinámica de
fondo. Esta influye en el desempeño del pozo, ya que una gran diferencia de presión
nos indica como es la permeabilidad que tiene la formación, ya que esta es
inversamente proporcional a la diferencia de presión.
Tomado de http://www.oilproduction.net/ nota técnica. Conceptos de well
performance por Marcelo Hirschfeldt. OilProduction.net – Rodrigo Ruiz. UNPSJB
Publicado por Pablo Arvelo en 8:59
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27 enero 2009
Bombas De Cavidad Progresiva
Una BCP consiste en una maquina rotativa de desplazamiento positivo, compuesta
por un rotor metálico, un estator cuyo material es elastomero generalmente, un
sistema motor y un sistema de acoples flexibles.
Equipos De superficie
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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: Esta 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 linea de flujo.
Sarta De Cabillas: Conjunto de cabillas unidas entre si introducidas en el
pozo.
Estator: Hélice doble interna, fabricada con un elastomero sintético
adherido dento de un tubo de acero.
Rotor: Consiste en una hélice externa con un área de sección transversal
redondeada y tornada a precisión.
Elastomero: 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
excentricamente 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
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Altas eficiencias volumétricas.
Produce fluidos mas viscosos.
Capacidad de bombear arena y gas libre.
Buena resistencia a la abrasión.
Utilizacion de motores mas 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 elastomero se incha o deteriora en exposición a ciertos fluidos.
El estator tiende a dañarse si la bomba trabaja al vació.
La temperatura a la profundidad de la bomba afecta el elastomero.
No opera con eficiencia a grandes extensiones de cabillas necesarias.
No se emplea en crudo livianos.
Se sugiere utilizar las BCP con crudos entre 8 y 21 grados API y con bajó
contenido de aromáticos.
Aplicaciones



Explotacion del petróleo pesado o liviano.
Pozos Derivados.
Explotacion de pozos de gas.
Conclusión
Aunque el sistema de bombeo puede parecer complejo, el principio de
funcionamiento de la BCP es sencillo, los componentes primordiales son el rotor y
el estator.
El desarrollo de las BCP en los últimos años ha estado dirigido principalmente a la
investigación de los materiales de fabricaciòn de las bombas. En este sentido han
desarrollado una amplia gama de elastomeros. También se han hecho progresos
en el área de automizacion de sistemas.
Información tomada de: Peñalosa Ordoñez, Lourdes, "Estudio De Optimizacion De
Sistemas Por Bombas De Cavidad Progresivas Aplicado Al Campo Mene Grande",
Trabajo Especial De Grado presentado ante la ilustre Universidad Central de
Venezuela, Caracas, 1999.
Publicado por karlene Reyes en 23:26
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Transporte Y Almacenamiento De Hidrocarburo
Para proceder al transporte,almacenamiento y venta de las ingentes cantidades de
petróleo bruto, como de los derivados que entran anualmente en el mercado y que
han de ser transportados desde los centros de producción o refinerías hacia los
centros elaboradores o de consumo, así como para llevar a cabo la distribución de
los productos elaborados a los diversos consumidores, se utilizan los llamados
OLEODUCTOS, GASODUCTOS Y POLIDUCTOS que se utilizan tanto para el
transporte de petróleo bruto desde el campo petrolífero hasta la refinerías o puerto
de embarque. Hoy en día para transportar el crudo de zonas costa afuera se usan
generalmente TANQUEROS, BUQUES Y SUPERTANQUEROS, por sus
facilidades en vías marítimas existentes. El crudo producido en la industria es
enviado hacia las estaciones reductoras en el área de operaciones y de allí es
bombeado en forma continua a los PATIOS DE TANQUES, en donde se tratan de
remover el agua y gas que contiene, y se almacena y bombea hacia los terminales
o a la refinerías para procesarlos y expotarlos.
1. Oleoductos: Es el conjunto de instalaciones que sirve de transporte por
tubería de los productos petrolíferos líquidos, en bruto o refinados. el
termino "oleoducto" comprende no solo la tubería troncal que es aquella
que se extiende desde el área de producción, sino también las instalaciones
necesarias para la explotacion del crudo denominadas patio de tanques.
Las Tuberías de transporte pueden ser clasificadas debido a su importancia
2.
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5.
6.
7.
8.
y al tipo de producto que transportan, según su importancia se clasifican en:
oleoductos troncales o primarios y en oleoductos secundarios.
Gasoductos: Conducen el gas natural que puede producirse desde un
yacimiento de gas libre o asociado a plantas separadoras y fraccionadoras.
A partir de dichos procesos de separación, el gas ya tratado entra a los
sistemas de transmisión para ser despachado al consumidor industrial y
domestico.
Poliductos: Son redes de tuberías destinados al transporte de
hidrocarburos o productos terminados.
Patios De Tanques: Son lugares donde se recibe el petróleo bombeado
desde los campos petrolíferos, en el pasan por una serie de procesos en
los cuales se le remueve el agua y la sal que contiene, se almacena, se
afora y se bombea hacia los terminales y refinerías, con la finalidad de ser
refinado y/o exportado. Esta constituido por: tanques para almacenamiento
de crudo, estaciones de bombas, de tratamiento , calentadores y tanques
de lavado.
Terminales De Embarque: Son instalaciones que reciben crudos
provenientes de los patios de tanque y los productos elaborados por las
tuberías con el fin de almacenarlos y luego embarcarlos hacia distintos
sitios del país (cabotaje) o del mundo (exportaciòn). La mayoría de estos
terminales consta de dos tipos de instalaciones principales: Los Tanques
De Almacenamiento y El Conjunto DE Muelles, Atracadores y Diques.
Tanqueros: Esta constituida por las unidades de las compañias petroleras,
de armadores independientes y de los gobiernos.
Buques: Son a su vez enormes barcos dotados de compartimientos y
sistemas especialmente diseñados para el transporte de petróleo crudo,
gas, gasolina o cualquier otro derivado. Son el medio de transporte mas
utilizado para el comercio mundial del petróleo.
Supertanqueros: Se creo luego de terminar La Segunda Guerra Mundial
ya que se requeriría mayor numero y mejores buques para remplazar los
tanqueros, buque con mayor capacidad de almacenaje, lo que permitio un
gran avance en materia de Transporte Marítimo.
Información tomada de: Barberi, Efrain E. "El Pozo Ilustrado" LAGOVEN, S.A.,
Filial De Petróleos De Venezuela, S.A., 4ta Edicion. Caracas, Venezuela.1998. pp.
353-356.
Publicado por karlene Reyes en 21:32
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26 enero 2009
Influjo de agua (We)
Un acuífero se define como estrato o formación geológica que almacena y transmite
agua (permite la circulación de agua a través de sus poros o grietas) permitiendo
que pueda ser explotado en cantidades económicamente apreciables.
Los acuíferos pueden tener diferentes características, pueden ser acuíferos
confinados o cerrados que no tiene contacto con fuente externa alguna, o pueden
tener un extenso afloramiento que permite que fuentes externas de agua
mantengan inalterable su capacidad de aporte de energía expulsiva.
Un alto porcentaje de los yacimientos de hidrocarburos están asociados a éstos
cuerpos de agua (acuífero) y de cualquier manera, estos constituyen una fuente de
energía natural para los yacimientos.
En general, se define el límite inicial entre el yacimiento y el acuífero asociado como
contacto agua/petróleo. Sin embargo, la naturaleza de la roca/yacimiento y las
densidades agua/petróleo pueden generar la existencia de amplias zonas de
transición entre ambos fluidos, como resultado del balance entre las fuerzas
capilares y las fuerzas gravitacionales.
Se definen como yacimientos volumétricos aquellos que no tienen entrada natural
de fluidos. Generalmente, al hablar de influjo natural de fluidos se piensa
inmediatamente en agua ya que comúnmente este fluido es el que entra en el
volumen control del yacimiento (volumen bruto), que inicialmente está ocupado
por la acumulación de hidrocarburos con su agua connata. Sin embargo, hay casos
en los cuales una acumulación inicialmente volumétrica puede recibir fluidos de
otra acumulación, de manera accidental o no deliverada en este caso se pueden dar
mediante la inyección planificada de fluidos.
Fig.1 Acuíferos
La presencia de un acuífero asociado a un yacimiento puede ser detectada de las
siguientes maneras:
-Por perfilaje.
-Por producción de agua.
-Por balance de materiales.
Np = Petróleo producido
N= Petróleo original in-situ
Bt=Factor de volumen total de formación.
Bti=Factor de volumen total de formación para un momento i.
Bgi= Factor de volumen de gas de formación para un momento i.
m=Relación entre el volumen inicial de gas libre en el yacimiento y el volumen
inicial de petróleo en el yacimiento.
Bg=Factor de volumen de gas de formación.
Wp=Agua acumulada producida.
Bw=Factor de volumen del agua de formación.
Bo = Factor volumétrico de formación del petróleo
We=Influjo acumulado de agua (Intrusión).
Rp=Relación gas-petróleo acumulada.
Rsi=Relación gas-petróleo en solución para un momento i.
Rs=Relación gas-petróleo.
Sw = Saturación de agua, fracción.
Cw, Co, Cg=Compresibilidad del agua, del petróleo y de gas.
Cf=Compresibilidad del volumen poroso
P=Presión estática del yacimiento
ΔP=Pi - P
i=inicial
En la aplicación de balance de materiales, se sugiere un procedimiento para
detectar y cuantificar la presencia de un acuífero activo asociado a un yacimiento
aunque no necesariamente haya producido agua, el cual se basa en suponer que no
existe influjo de agua (We=0) y calcular el volumen de petróleo original en sitio (N),
empleando un cálculo repetitivo que utiliza la historia de presión/producción. Si
con esta historia se obtiene un valor relativamente constante de N, se puede afirmar
que en efecto el yacimiento no está asociado a un acuífero activo; y si de lo contrario
los valores de N son cada vez mayores a medida que avanza en producción, se
puede afirmar que el yacimiento está asociado a un acuífero activo. Si el valor de N
es confiable, se puede utilizar la EBM para calcular los valores de agua de intrusión
(We) a medida que ha pasado el tiempo, partiendo de la historia de
presión/producción.
El estudio de la presencia de influjo de agua en un yacimiento puede efectuarse
relacionándolo con otros dos parámetros, el estado de agotamiento y el tiempo:

Influjo de agua vs. estado de agotamiento: El concepto de balance de
materiales descrito por su ecuación (EBM) contempla la posible entrada
progresiva de agua (We) al volumen de control, de manera natural, para esto
es necesario que se cumplan dos condiciones:
1. Que la acumulación de hidrocarburos esté en contacto directo con el
acuífero.
2. La existencia de un diferencial importante de presión entre el cuerpo de
agua y la acumulación de hidrocarburos. Se requiere que a nivel del contacto
agua/petróleo se reduzca la presión estática (Pe) de la zona de hidrocarburos
para que sólo luego el cuerpo de agua cualquiera que este sea, reaccione con
su entorno para esta caída de presión.
El acuífero aporta a la acumulación un volumen de agua (We) que se puede
relacionar con cuatro factores:
-El tamaño del acuífero y/o sus características para rellenarse.
-La caída de presión estática en el contacto agua/petróleo (Pi-Pe).
-Las propiedades de la roca, particularmente en el acuífero.
-El tiempo durante el cual se ha aplicado o sostenido la caída de presión en el
contacto agua/petróleo.

Influjo de agua vs. tiempo: El influjo de agua (We) depende del tiempo que
ha estado activo en el contacto agua/petróleo cada paso o caída de presión.
Sin embargo, en la EBM el influjo acumulado de agua a una presión dada
(Pe) sólo representa un volumen que se traduce a masa, sin importar como
ni cuanto tiempo se ha requerido para alcanzarlo, de esta manera We se
expresará en términos de balance de materiales como función de Pe
promedio del yacimiento al cual entra y del cual se produce Wp. Para
convertir We vs. Pe a We vs. t, solo se requerirá disponer de Pe vs. t.
Fuente: Yacimientos de Hidrocarburos (Tomos II yIII) de Efraín Barberii y Martín Essenfeld,
Publicado por Yusi Monterola en 21:13
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25 enero 2009
Tipos de separación gas-líquido
Las técnicas de laboratorio usadas para obtener el comportamiento PVT deben
simular los tipos de separación gas-líquido que ocurren durante la producción de
gas condensado desde el yacimiento hasta los separadores. Dos tipos de separación
se pueden presentar: Diferencial e Instantánea (Flash).
Separación Diferencial
Por definición, separación diferencial es aquella donde la composición total del
sistema varía durante el proceso. En este caso el gas separado es removido parcial o
totalmente del contacto con el condensado retrógrado. Inicialmente la celda tiene
una cierta cantidad de gas condensado a una presión mayor o igual a la de rocío
(P1>Proc.) y a una temperatura T. Se expande el gas hasta alcanzar una presión P2
(P2
Separación Instantánea
En la separación instantánea todo el gas permanece en contacto con el líquido, lo
que significa que la composición total del sistema permanece constante durante el
agotamiento de presión. La disminución de presión durante el proceso se obtiene
retirando el pistón de la celda. Más líquido se condensa en la separación
instantánea que en la diferencial debido a que en la separación instantánea
permanece mayor cantidad de gas en el sistema del cual más y más componentes
pesados se pueden condensar al disminuir la presión.
El proceso de separación gas-líquido en el yacimiento depende de la saturación de
condensado retrógrado. Al disminuir la presión del yacimiento por debajo de la
presión de rocío, el líquido condensado permanece inmóvil en contacto con el gas
hasta alcanzar una saturación mayor que la crítica. El gas remanente se moverá
hacia los pozos de producción y la composición del sistema gas-líquido estará
cambiando contínuamente. Bajo estas condiciones, el proceso de separación será
tipo diferencial con la fase líquida inmóvil y la gaseosa moviéndose continuamente.
En las tuberías de producción, líneas de flujo y separadores las fases gas y líquido se
mantienen en contacto sin cambio apreciable en la composición total del sistema, y
en agitación permanente lo cual permite el equilibrio entre las fases. Bajo estas
condiciones, el proceso de separación es tipo instantáneo (flash).
Fuente: B. Craft
Publicado por Yusi Monterola en 22:57
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Daño A La Formación (DF). Causas y Consecuencias
Las operaciones de campo como perforación, completación, Work-over, producción
y estimulación, es una de las causas más importante que generan el llamado daño a
la formación existen pruebas de laboratorio que evidencian la actuación de estas
operaciones reparar el DF es difícil y requiere de altos costos lo más adecuado sería
prevenirlo.
Primordialmente el origen del DF está ligado a factores como: El transporte y
entrampamiento de sólidos finos y/o Ciertas reacciones químicas entre fluidos
invasivos y roca reservorio.
Para evitar el DF por perdida de permeabilidad o estimular eficazmente un pozo es
importante que se determine con gran exactitud el mecanismo del DF.
Analizando una roca yacimiento tal como una arenisca, se notara que los fluidos
que se muevan a través de los poros tropezaran con condiciones críticas de flujo,
caminos porales tortuosos, paredes porales rugosas con alta superficie específica y
minerales reactivos tales como arcillas, micas, feldespatos, y compuestos de hierro.
Los fenómenos de entrampamiento, migración de sólidos y reacciones de
intercambio fluido – sólido tienen lugar en el sistema poral que es un medio ideal
para estos procesos. Al mismo tiempo la naturaleza física del sistema poral, y la
composición de las especies minerales y el grado de reactividad de los mismos
frente a un fluido externo.
En un modelo simple la permeabilidad de cualquier formación arcillosa (Clay
bearing) depende en gran medida del grado de tenacidad de la unión entre las
partículas individuales. La permeabilidad será máxima si todas las partículas están
compactadas y agregadas y mínimas si están dispersas y circulando con los fluidos.
Fluidos y rocas reservorio han permanecido en equilibrio por millones de años, la
irrupción de un pozo genera un flujo de fluidos desde el interior del reservorio hacia
el pozo. Este solo hecho puede generar un tipo de DF conocido como migración de
finos.
El segundo factor generador de DF es el ingreso al reservorio de fluidos foráneos
que llamaremos invasivos usados durante la perforación y para realizar distintas
pruebas en el pozo.
Algunas de las consecuencias que generan estos fluidos invasivos al ser usados en
distintas operaciones de pozos se muestran a continuación:
Es notable que la
mayoría de los posibles mecanismos de DF están vinculados con la presencia de
minerales de arcilla dentro del yacimiento. Lo que indica que la presencia de las
mismas es potencial para generar DF por tal razón para evitar el DF es preciso
estudiar el tipo de arcilla presentes en la formación y su reacción con distintos
fluidos.
Por lo tanto se puede decir que el DF es cualquier proceso que deteriore la
permeabilidad de la roca reservorio y disminuya la producción o la inyectividad.
Las arcillas son los minerales reactivos de la roca reservorio frente al agua invasiva
de cualquier origen (sin incluir los ácidos que reaccionan con disolución de
minerales).
Unas de las consecuencias más catastróficas que generan el contacto entre un agua
invasiva y las arcillas de la formación son el conocido fenómeno del hinchamiento
de arcillas y el no menos importante defloculacion de arcillas que comúnmente son
confundidos.
El fenómeno de hinchamiento de arcillas es característico de las arcillas smectíticas
(Montmorillonitas). La doble capa eléctrica se origina entre el desbalance negativo
de la superficie de la arcilla y los iones de agua que rodean el cristal de la arcilla
(Cationes).
Si los cationes son escasos (aguas dulces), el carácter polar de la molécula de agua
hace que esta sustituya a los mismos pero, como su molécula es más voluminosa,
“destruye” el cristal (téngase en cuenta que la doble capa eléctrica se extiende en
todo el volumen y entre las capas constitutivas de la columna arcillosa). La
expansión de la arcilla hace que la misma se disgregue, rompa y migre.
El fenómeno de defloculación de arcillas es diferente aunque sus consecuencias
pueden también ser graves para el reservorio. Este fenómeno se debe a la alteración
de las fuerzas electrostáticas entre partículas de arcillas. En aguas salinas la doble
capa eléctrica o difusa se encuentra contraída pero en aguas dulces expandida.
Cuando las fuerzas de repulsión son mayores que las de atracción (de Van der
Waals) la arcilla se deflocula (las partículas coloidales se rompen) y la arcilla se
hace migratoria.
Tomado de www.oilproduction.com Arcillas, rocas reservorio y daño de formación por Juan Carlos
Sotomayor y Alberto Lijó GPA Estudios y Servicios Petroleros S.R.L.
Publicado por Pablo Arvelo en 22:53
0 c o m en t a r i o s
Fracturas de los yacimientos
Actualmente, el estudio de los yacimientos naturalmente fracturados representa un
desafío para la industria del petróleo y el gas, lo que se plantea en términos de
detección, caracterización y modelado de fracturas, y simulación de yacimientos.
Para explotarlos de manera adecuada es preciso identificar y modelar los sistemas
de fracturas (superficies planas de discontinuidad,en donde la roca ha perdido
cohesión y los procesos de deformación y alteración de la misma pueden ser
ocupadas por fluidos), cavidades de disolución y bloques de matriz. Esto requiere
aplicar, de manera consistente, diversas fuentes de información de tipo estático y
dinámico.
Los yacimientos naturalmente fracturados plantean una paradoja relacionada con
la producción. Incluyen yacimientos con baja recuperación de hidrocarburos: estos
yacimientos pueden parecer altamente productivos al comienzo pero su producción
declina rápidamente. Además, se caracterizan por la irrupción temprana de gas o
agua. Las fracturas naturales pueden ayudar a transformar las rocas con una
permeabilidad de matriz baja, en un yacimiento productivo, pero también pueden
complicar la recuperación de los hidrocarburos en los yacimientos de alta
permeabilidad.
Las zonas naturalmente fracturadas son importantes y se le busca con atención en
las rocas de yacimiento debido al drenaje y al aumento considerable de la
permeabilidad que se preven en dichas zonas. Aunque las fracturas pueden tener un
efecto significativo en la permeabilidad total de una roca, generalmente tienen poco
efecto sobre la porosidad, las saturaciones u otras características petrofísicas de la
roca. En los yacimientos carbonatados, las fracturas naturales ayudan a generar
porosidad secundaria y estimulan la comunicación entre los compartimientos del
yacimiento. No obstante, estos conductos de alta permeabilidad a veces entorpecen
el flujo de fluidos dentro de un yacimiento, conduciendo a la producción prematura
de agua o gas y haciendo que los esfuerzos de recuperación secundaria resulten
ineficaces.
Fig. 1 Fractura
Las fracturas naturales generalmente presentan ciertas características constantes:
-Son aproximadamente perpendiculares a el echado; sin embargo, esto no excluye
la posibilidad de fracturas horizontales, aunque éstas son mucho menos frecuentes
y menos grandes que las subverticales.
-Están orientadas de acuerdo con uno o varios rumbos prevalecientes. Ya que las
fracturas a menudo son el resultado de tensiones tectónicas, el rumbo prevaleciente
de las fracturas coinciden con la orientación de la fallas en la región.
-Se producen en rocas compactas en las que el agujero generalmente sería cilíndrico
y calibrado si no hubiera fracturas.
-Solamente las fracturas que están al menos parcialmente abiertas son útiles desde
el punto de vista de la producción.
Si bien casi todos los yacimientos de hidrocarburos son afectados de alguna manera
por las fracturas naturales, los efectos de las fracturas a menudo se conocen en
forma imprecisa y en gran medida se subestiman. Ignorar la presencia de las
fracturas no es una práctica óptima de manejo de yacimientos; tarde o temprano, es
imposible ignorar las fracturas porque el desempeño técnico y económico del
yacimiento se degrada. El mayor riesgo que implica la falta de una caracterización
temprana de las facturas naturales es que tal omisión puede limitar severamente las
opciones de desarrollo de campos petroleros.
Detección de fracturas: las herramientas de registros para detectar la presencia
de fractura están diseñadas para responder a diferentes características del pozo.
Algunas herramientas responden principalmente a la litología, unas a la porosidad
y otras a las saturaciones de lodos. Desafortunademente, ninguna responde
principalmente a las fracturas aunque éstas, en particular abiertas, pueden afectar
la respuesta en algunas herramientas de registro. Las mediciones que más se
efectúan con estas herramientas son, mediciones sónicas, mediciones de densidad,
mediciones de calibración de pozos, entre otras.
En la búsqueda de fracturas con mediciones de registros, es necesario comprender
la geometría de todas las mediciones involucradas. La búsqueda se concentra
generalmente en áreas donde se sospeche su presencia por las siguientes razones:
-Extrapolación de observaciones de afloramientos.
-Aumento de la velocidad de penetración de la broca.
-Presencia de cristales en los cortes de perforación.
Mediciones sónicas: Las mediciones basadas en la propagación de ondas sónicas
responden a las propiedades mecánicas de la roca y el medio no las afecta. En zonas
fracturadas, la apariencia del tren de ondas, muestra cambios repentinos, zonas
barrosas, formas en V invertida, etc. Tales anomalías de propagación pueden ser
provocadas por fracturas.
Mediciones de calibrador de pozos: para perforar una zona fracturada, los bordes
rocosos de las fracturas a menudo se despostillan, lo que agranda el agujero en el
plano del sistema de fractura. Agrandamiento del agujero y en particular su
alargamiento en una formación que debería tener un agujero circular y calibrado,
puede indicar fracturas. Perforación direccional, agujero desviado, perforación a
través de capas inclinadas, estructura porosa orientada y otros factores pueden
provocar el alargamiento de la sección transversal del agujero.
Fig. 2 Detección de fracturas.
Clasificación de las fracturas: En el laboratorio, los tipos de fracturas se
dividen en dos grupos relacionados con su modo de formación: las fracturas por
esfuerzo de corte (cizalladura) que se forman con la cizalladura paralela a la
fractura creada y las fracturas por esfuerzos de tracción que se forman con una
tracción perpendicular a la fractura creada.
Las fracturas por esfuerzo de corte y las fracturas de tracción descriptas a partir de
experimentos de laboratorio poseen contrapartes netas que existen naturalmente;
las fracturas por esfuerzo de corte corresponden a fallas, mientras que las fracturas
de tracción corresponden a grietas.
Clasificación de los yacimientos fracturados: Los yacimientos fracturados se
clasifican en base a la interacción existente entre las contribuciones de porosidad y
permeabilidad relativas tanto del sistema de fracturas como del sistema de matriz.
En los yacimientos de Tipo 1, las fracturas proveen tanto los elementos de
porosidad como los elementos de permeabilidad. Los yacimientos de Tipo 2 poseen
baja porosidad y baja permeabilidad en la matriz y las fracturas proveen la
permeabilidad esencial para la productividad. Los yacimientos de Tipo 3 poseen
alta porosidad y pueden producir sin fracturas, de manera que las fracturas en estos
yacimientos proveen permeabilidad adicional. Los yacimientos de tipo M poseen
alta porosidad y permeabilidad matricial, de manera que las fracturas abiertas
pueden mejorar la permeabilidad, pero las fracturas naturales a menudo complican
el flujo de fluidos en estos yacimientos a través de la formación de barreras. Otra
clase de yacimientos, los de Tipo G, ha sido creada para los yacimientos de gas
fracturados no convencionales, tales como los yacimientos CBM, y para los
yacimientos de gas condensado fracturados.
Fuente: Principios/Aplicaciones de la Interpretación de Registros,
http://petrotecnologia.blogspot.com/2008/02/la-naturaleza-de-los-yacimientos.html
Publicado por Yusi Monterola en 14:43
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Nuevas Tecnologías En Sistemas De Producción Bajo El Mar
A medida que aumentan las profundidades de las aguas de desarrollo submarino y
las longitudes de alcance de pozos, los operadores requieren métodos de tecnología
más avanzada y más económicos para producir reservas a lo largo de la vida de los
campos en aguas profundas. Las novedosas soluciones para producción de distintas
compañías elevan los fluidos desde los campos submarinos en aguas profundas
para maximizar la producción y minimizar los costos, expandiendo por ende los
límites de desarrollo económico de la tecnología submarina.
Las soluciones ESP de levantamiento (boosting) de Centrilift son más eficientes que
muchos otros sistemas de bombeo artificial y tienen un desempeño probado de
operación en condiciones de altas temperaturas y presiones, lo que las hace ideales
para entornos submarinos. La tecnología de ESP puede producir altos volúmenes
de fluido (hasta 150.000 bpd), tiene un amplio rango operativo y puede suministrar
el empuje necesario (de más de 5000 psi) para elevar el flujo de producción a la
plataforma.
Centrilift ofrece sistemas duales eléctricos sumergibles de bombeo (ESP) en pozo,
sistemas de levantamiento en lecho marino y sistemas de levantamiento instalados
en montante. Cada opción brinda distintas ventajas, dependiendo de las
necesidades generales de producción de los campos submarinos.
• Los sistemas duales
ESP en pozo localizados cerca del reservorio maximizan la recuperación total de
reservas y los sistemas redundantes brindan máxima confiabilidad para reducir los
costos totales.
El sistema en el pozo
puede combinarse con sistemas de levantamiento
(booster) en el lecho marino para maximizar la producción.
• Los sistemas de
levantamiento ESP booster en el lecho marino son una alternativa económica a los
sistemas en pozo. La instalación y la intervención de los sistemas sobre lecho
marino puede realizarse con buques de propósito general sin necesidad de costosos
equipos de perforación.
CARACTERÍSTICAS Y BENEFICIOS
Tomado de www.oilproduction.net Sistemas de Producción Bajo el Mar por Peter
Lawson, Ignacio Martinez y Kathy Shirley, Centrilift - Fuente: InDepth MagazineCentrilift - http://www.bakerhughesdirect.com
Publicado por Pablo Arvelo en 8:35 0 comentarios
24 enero 2009
Breve Acotación del Gas
El gas natural representa una fuente de energía importante para el futuro, pues ya
se ha hablado de los beneficios que trae su uso. Se puede emplear como
combustible, disminuyendo la contaminación del medio ambiente por parte de los
gases que se producen por efecto del uso de gasolina. Así como este, otros usos
importantes pueden ser dados al gas natural para mejorar los procesos industriales
que se llevan a cabo diariamente en diferentes industrias, algunas relacionadas con
el petróleo y otras no.
Los yacimientos de gas deberían ser tomados en cuenta de una manera más
primordial, pues representa la posibilidad de no depender del petróleo solamente
como fuente de energía principal. Se debe brindar más apoyo en el estudio y
análisis de estos yacimientos, para poder conocer el comportamiento de presión,
producción y parámetros asociados a la explotación correcta del mismo. Sin
embargo, existen pocos estudios al respecto, debido a que el petróleo ocupa la gran
parte del mercado de los hidrocarburos.
Ya dentro de los estudios realizados se observan grandes avances, como los
realizados por Russell y Goodrich y Al-Hussainny, Ramey y Crawford,
quienes estudiaron las técnicas para linealizar la ecuación diferencial que regula el
flujo de un gas real a condiciones de yacimiento. Otro aporte muy importante fue
hecho por Darcy, quien incluyó en las ecuaciones el coeficiente de resistencia
inercial, el cual se presenta a altas tasas de flujo, como ocurre en algunos casos de
flujo de gas.
A pesar de estos estudios, los resultados siguen presentando errores y restricciones
en el uso de las ecuaciones, los cuales deben ser estudiados para lograr
minimizarlos y poder obtener un mejor conocimiento sobre el comportamiento de
los yacimientos de gas natural.
Extractos sintetizados
Fuente: John Lee. Pozos de Gas, Well Testing, New York: SPE of AIME, 1982
Publicado por Tineo Vasquez Yorangel en 23:34
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18 enero 2009
Descripción de yacimientos
Uno de los propósitos de la industria petrolera es en particular determinar las
propiedades petrofísicas de los yacimientos para lograr una buena descripción de
los mismos. Los yacimientos presentan variaciones complejas de continuidad,
especialmente en sus propiedades relativas al espacio poroso (porosidad,
permeabilidad, etc.). Estas variaciones reflejan el proceso de depósito original y los
cambios diagenéticos y tectónicos consecuentes y su grado de complejidad puede
provocar que los modelos sencillos sean inadecuados para predecir el rendimiento
del yacimiento y para diseñar un esquema de administración de la producción del
campo que optimice el rendimiento. Se ha vuelto más claro para los ingenieros
petroleros que la optimización del rendimiento depende de manera crucial de la
calidad de la descripción del yacimiento. Una clave para una buena descripción es
la utilización e integración máximas de los datos de todas las fuentes posibles, ya
que ninguna fuente de datos por sí sola puede proporcionar una descripción
completa del yacimiento. Cada fuente de datos está sujeta a limitaciones y errores.
Sin embargo, se puede obtener cierta sinergia a partir de la incorporación
inteligente de todos los datos existentes.
La metodología de caracterización se desarrolla en dos etapas; una etapa de
caracterización estática y otra de caracterización dinámica. En la primera se define
las características físicas del volumen de roca a condiciones estáticas, mientras que
en la segunda se describe la interacción de los fluidos dentro del volumen de roca a
condiciones dinámicas. El uso simuladores permite estudiar la mayoría de los tipos
de fluidos de yacimientos y procesos de recuperación.
Modelo estático: En esta etapa se define la geometría del yacimiento y se describen
los parámetros petrofísicos; para comprender en términos físicos y geológicos el
sistema de acumulación de hidrocarburos.
Los datos de entrada estáticos para la descripción del yacimiento provienen de
modelos:

Geológico
-Estratigráfico Estructural
-Caracterización de Fracturas


Petrofísico
Geoestadístico.

Modelamiento Geológico: Comprende el análisis de la estratigrafía, la
geología estructural y la caracterización de fracturas entre otros.
-Modelamiento Estratigráfico:
1. Descripción macroscópica y microscópica (Petrografía), a nivel de núcleos
de pozos y de afloramientos, de cada una de las facies para determinar
paleoambientes de depositación de las formaciones presentes en un
yacimiento.
2. Interpretación de registros de pozo, registros de imágen y espectrales.
3. Estratigrafía de secuencias y descripción de corazones para generar una
curva de valores categóricos que refleje la litología observada en los
intervalos corazonados.
4. Emplear lógica difusa para desarrollar un modelo litológico a partir de las
curvas de registros seleccionadas para este fin.
-Modelamiento Estructural:
1. Establecer las características y determinar las diferentes estructuras a nivel
regional y local dentro de un yacimiento.
2. Definición de un modelo ajustado lo mejor posible a la geometría de las
fallas, los marcadores de pozo y los horizontes interpretados.
3. Seguimiento desde el principio del proceso de construcción del modelo
estructural, controlando las restricciones provenientes de las limitaciones
numéricas y geométricas de los simuladores.
-Caracterización de Fracturas: Observación detallada tanto a nivel macroscópico y
microscópico de cada atributo de las fracturas como es apertura, espaciamiento,
orientación espacial, densidad, longitud, tipo de relleno e historia diagenética., con
el fin de generar un modelo del sistema fracturado presente en el yacimiento que
servirá para alimentar el modelo de simulación.

Modelamiento Petrofísico: Selección de intervalos potencialmente
productores. Modelo matemático petrofísico general para cada formación
evaluada. Valor promedio y específico (paso) de cada propiedad por
formación o unidad geológica Porosidad, permeabilidad y fluidos. Modelo
litológico integrado con información de corazones, fluidos y pruebas de
producción Generación de Mapas de isopropiedades con técnicas
Geoestadísticas.

Modelamiento Geoestadístico: Comprende el uso de la teoría de
probabilidades aplicada a descripción de la continuidad de las variables
geológicas en el espacio. El modelamiento geoestadístico se realiza con el
objetivo de proporcionar la más cercana representación de la
heterogeneidad geológica dentro de las principales unidades de un
yacimiento. Definición de Cuerpos Sedimentarios (litounidades) Modelo
Estratigráfico Conceptual (registro litológico por pozo) Modelamiento
Litoestratigráfico: Análisis Geoestadístico de, Simulación Petrofísica.
Modelo dinámico: Esta etapa analiza la interacción dinámica roca-fluido del
yacimiento; el propósito fundamental es desarrollar metodologías que permitan
comprender de una manara integral como se desplazan los fluidos en el sistema
poroso (roca). Tales parámetros servirán para alimentar los modelos de simulación
numérica de yacimientos.
PVT Fluidos.
Curvas de Permeabilidad Relativa.
Datos de Producción.
Presiones Capilares.
Pruebas de Presión.
Fig. 1 Caracterización de yacimientos
Los datos de muestras y registros describen una región muy poco profunda
alrededor del pozo. El tamaño de una muestra típica es muy reducido en
comparación con el de la capa del yacimiento. Las propiedades determinadas en
base a muestras presentan, por lo tanto, más variación que los datos promediados
sobre volúmenes de roca más grandes. Otras dificultades causadas por la naturaleza
puntual de la medición de muestras se encuentran al relacionar la permeabilidad de
las muestras con las propiedades de flujo de capas a gran escala y al definir la
permeabilidad vertical, la cual a menudo depende de estrias muy delgadas de roca
más compacta.
La tendencia moderna, dados la dificultad y el costo del corte de núcleos (en
particular en las plataformas marinas desviadas), consiste en sacar muestras
solamente en algunos pozos clave.
Estas muestras son objeto de análisis detallado para desarrollar el modelo geológico
del yacimiento y determinar una relación entre los diferentes parámetros
petrofísicos de la formación (porosida, saturaciones, permeabilidad, etc.) y los
parámeros de la formación que pueden determinarse con registros. Una vez
establecida tal relación, los parámetros petrofísicos de la formación (incluyendo la
distribución de la permeabilidad) a menudo pueden deducirse de los datos de los
registros de pozos en áreas sin datos de núcleos. Para este propósito se han
desarrollado nuevas técnicas que utilizan bancos de datos de registros
multidimensionales. Estas proporcionan distribuciones continuas de los
parámetros petrofísicos de la formación que son coherentes con las muestras, la
información geológica, la presión y otros datos para cada`pozo del campo y, por lo
tanto, son un complemento importante para las técnicas de mejoramiento de la
descripción de yacimientos.
Los datos de registro también se han usado con éxito para definir y correlacionar
tipos de rocas, otra información crítica para la descripción del yacimiento.
Mejoras recientes en las técnicas, fuentes y procesamientos de registros sísmicos
han elevado considerablemente el papel de la información sísmica en la descripción
de yacimientos, particularmente a través del modelaje y de la interpretación
estratigráficos. El registro de echados también puede ayudar a identificar
características estructurales y estratigráficas y a definir la inclinación y orientación
de las capas.
En la mayoría de los casos, la amplia cantidad de datos de registro y otros datos
disponibles sobre las rocas, así como las interpretaciones del procesamiento por
computadora, no se utilizan totalmente en la descripción. Aunque el objetivo de los
Servicios de Descripción de Yacimientos (RDS) es maximizar la contribución de
registros de pozos a la descripción de yacimientos, no es un enfoque basado en los
registros. Este servicio intenta describir detalladamente un yacimiento a través del
uso coherente de todos los datos disponibles.
Fuente: texto, Principios/Aplicaciones de la Interpretación de Registros,
http://natfrac.com/investigacion.htm
Publicado por Yusi Monterola en 23:10
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Sistemas De Bombeo Neumático En Pozos De Gas Natural
En los pozos de gas maduros, la acumulación de fluidos en el pozo puede obstruir y
en ocasiones detener la producción de gas. El flujo de gas se mantiene eliminando
los fluidos que se acumulan con el uso de una bomba de balancín o tratamientos de
remedio, como limpiando, enjabonando o ventilando el pozo a presión atmosférica
(conocido como “purgado” del pozo). Las operaciones de eliminación de fluido, en
particular las de purgado, pueden causar emisiones importantes de metano a la
atmósfera. Instalar un sistema de bombeo neumático es una alternativa económica
para eliminar los líquidos.
Los sistemas de bombeo neumático tienen la ventaja adicional de aumentar la
producción, así como reducir significativamente las emisiones de metano que se
relacionan con las operaciones de purgado. El bombeo neumático usa la
concentración de presión de gas del pozo para bombear hacia fuera del pozo una
columna de fluido acumulado. El sistema de bombeado neumático ayuda a
mantener la producción de gas y puede reducir la necesidad de tener que realizar
otras operaciones de remedio.
El funcionamiento de un sistema de bombeo neumático se apoya en la acumulación
natural de presión en el gas del pozo durante el tiempo en que el pozo esté cerrado
temporalmente (sin producir). La presión del pozo cerrado temporalmente debe ser
lo suficientemente más alta que la presión de la línea de venta como para levantar el
émbolo y la carga de líquido a la superficie. Un mecanismo de válvula, controlado
por un microprocesador, regula la entrada de gas a la tubería de ademe y
automatiza el proceso. El controlador normalmente se energiza mediante una
batería recargable solar y puede ser un sencillo ciclo de cronómetro o tener una
memoria de estado sólido y funciones programables con base en sensores de
proceso.
La operación de un sistema de bombeo neumático típico implica los pasos
siguientes:
1. El émbolo descansa en el resorte impulsor del agujero inferior que se ubica en la
base del pozo. Conforme se produce gas en la línea de ventas, los líquidos se
acumulan en el agujero del pozo, creando un aumento gradual en contrapresión
que hace más lenta la producción de gas.
2. Para invertir el descenso de la producción de gas, el pozo se cierra
temporalmente en la superficie mediante un controlador automático. Esto causa
que la presión del pozo aumente conforme un volumen grande de gas a alta presión
se acumula en la corona entre la tubería de ademe y la tubería. Una vez que se
obtiene suficiente volumen de gas y presión, el émbolo y la carga de líquido son
empujados a la superficie.
3. Conforme se levanta el émbolo a la superficie, el gas y los líquidos acumulados
por encima del émbolo fluyen a través de las salidas superior e interior.
4. El émbolo llega y queda capturado en el lubricante, situado enfrente de la salida
superior del lubricador.
5. El gas que ha levantado el émbolo fluye a través de la salida inferior a la línea de
ventas.
6. Una vez que se estabiliza el flujo de gas, el controlador automático libera el
émbolo, bajándolo por la tubería.
7. El ciclo se repite.
Beneficios económicos y para el medio ambiente

Comparación entre costos más bajos de capital y la instalación del equipo de
bombas de balancín.

Menos mantenimiento al pozo y menos tratamientos de remedio.

La producción continua mejora las tasas de producción de gas y aumenta la
eficiencia.

Reducción de acumulación de parafina y escamas.

Emisiones más bajas de metano.
Los sistemas de bombeo neumático ofrecen varias ventajas sobre los otros
tratamientos de remedio para eliminar líquidos de depósito de los pozos: el
aumento de las ventas de gas, aumento de la vida del pozo, la reducción del
mantenimiento del pozo y la disminución de las emisiones de metano.
Tomado de www.oilproduction.net Installing Plunger Lift Systems in Gas Wells por
EPA - Agencia de Protección del Medio Ambiente de los Estados Unidos
Publicado por Pablo Arvelo en 21:41
0 c o m en t a r i o s
Yacimientos de CBM (Coalbed Methane)
Desde los años 30 se produce CBM en los Estados Unidos, pero recién a partir de la
década de los 80 los proyectos de investigación y desarrollo comenzaron a mostrar
el enorme potencial de este recurso energético.
Por sus altos contenidos en peso y volumen de materia orgánica, constituida
principalmente por carbono, hidrógeno y oxígeno y con un cierto grado de
humedad se usa el término “coal” (carbón) haciendo referencia a las rocas
sedimentarias que los contienen. Por otro lado, se utiliza el término “methane”
(metano), aunque en realidad el gas producido es por lo general una mezcla de C1,
C2 y trazas de C3, N2 y CO2.
Por lo general el metano, como constituyente del carbón, se presenta en altas
concentraciones dependiendo de la composición de éste, la temperatura, la presión
y otros factores. A demás, de todas las especies moleculares entrampadas en el
carbón, el metano puede liberarse fácilmente tan solo con la reducción de la presión
en la capa.
La obtención de datos para estimar y calcular distintas propiedades por lo general
son obtenidas por 2 tipos de ensayos: Ensayo de desorción con filtro canasta, con
este ensayo se determina el contenido de gas total Gc adsorbido en la muestra de
carbón y el tiempo de desorción, el cual se define como el tiempo requerido para la
desorción del 63% del total de gas adsorbido. El otro ensayo aplicado es el Análisis
Cuantitativo diseñado para determinar la composición del carbón en términos de
porcentaje de cenizas, carbono fijo, contenido de humedad, materia volátil.
Por ser yacimientos fracturados los reservorios de CBM se caracterizan por
presentar porosidad primaria formada por microporos de baja permeabilidad y
secundaria ocasionada por las distintas fisuras que generan macroporos o “cleats”
de alta permeabilidad. En el siguiente dibujo se muestra una configuración de
sistemas de porosidad primario y secundario en carbón.
Para que un reservorio de CBM
presente interés económico debe presentar las siguientes características: contener
una suficiente cantidad de gas adsorbido, tener la adecuada permeabilidad para
producir ese gas, tener suficiente presión para una adecuada capacidad de
almacenaje y, finalmente, el tiempo de desorción debe ser tal que la producción de
ese gas sea económicamente viable.
Para decidir el desarrollo de reservorios CBM se deben evaluar las siguientes
variables:
1. Contenido de gas, Gc;
El gas-in-place G es la cantidad total de gas almacenado en un volumen de roca de
reservorio específico. La ecuación básica utilizada para calcular G es:
G = 1359,7 Ahρ Gb c Ec. 1
Donde:
G: gas-in-place inicial, scf
A: área de drenaje, acres
h: espesor, ft
ρB: densidad aparente promedio del
Carbón, g/cm3
Gc: contenido de gas promedio,
scf/ton
2. Densidad del carbón; ρB
La densidad y la composición del carbón varían vertical y lateralmente en función
del tipo de carbón, el contenido de humedad y el contenido de materia mineral
entre otras variables geológicas del ambiente deposicional.
Distintas observaciones mostraron que carbones de alto grado (carbones
bituminosos: antracita) presentan un bajo contenido de humedad (<>25%).
3. Productividad y eficiencia de drenaje
Para mejorar la productividad, en la mayoría de los reservorios de CBM se realizan
estimulaciones mediante fracturas hidráulicas de modo de contribuir a la red de
fracturas e interconectarlas con el pozo; se extrae por medios artificiales el agua del
reservorio; se debe contar con instalaciones para la disposición del agua; y prever
un completo desarrollo del arreglo de pozos.
4. Permeabilidad y porosidad
Con la producción, las propiedades de la red de fracturas experimentan cambios
debido a mecanismos distintos y opuestos:
La porosidad y permeabilidad de la red de fracturas declina debido a la
compactación y la reducción de los esfuerzos netos.
La porosidad y permeabilidad de la red de fracturas aumentan
Tomado de www.oilproduction.net Reservorios CBM Por Jorge Ortega – Ingeniero
en Petróleos - Universidad Nacional de Cuyo
P u b l i c a d o p o r P a b l o A r v e l o e n 2 0 : 1 5 0 c o m en t a r i o s
17 enero 2009
Permeabilidad de las rocas
La permeabilidad constituye un tema de suma relevancia en la industria petrolera
ya que en esta el principal tema de interés es el de la producción de petróleo y sus
derivados lo más rápido posible, tanto tiempo como sea posible y con mínimas
consecuencias de largo plazo para el medio ambiente y las personas.
Esta propiedad de las rocas está directamente ligada al tema de la producción, ya
que se le puede definir como la capacidad que tiene un material para permitir que
un fluido (en este caso petróleo) lo atraviese con facilidad y sin alterar su estructura
interna, mediante un gradiente de presión. Mientras una roca tenga alta capacidad
para permitir el movimiento del petróleo a través de sus poros interconectados y el
yacimiento cuente con energía para " empujarlo" hacia la superficie, se podrá
garantizar la producción del crudo.
Se afirma que un material es permeable si deja pasar a través de él una cantidad
apreciable del fluido en un tiempo dado, para esto la roca debe tener porosidad
interconectada (poros, cavernas, fisuras o fracturas). El tamaño, la forma y la
continuidad de los poros, también influyen en la permeabilidad de la formación.
En forma general, se puede afirmar que la velocidad con la que el fluido atraviesa el
material depende de tres factores básicos:



La porosidad del material.
La densidad del fluido considerado, afectada por su temperatura.
La presión a que está sometido el fluido.
Por lo general, a mayor porosidad corresponde mayor permeabilidad, aunque esto
no siempre es así. La permeabilidad del suelo suele aumentar por la existencia de
fallas, grietas u otros defectos estructurales. Algunos ejemplos de roca permeable
son la caliza y la arenisca, mientras que la arcilla o el basalto son prácticamente
impermeables. Algunas arenas de granos finos pueden tener un alto índice de
porosidad interconectada, aunque los poros individuales y los canales de poros sean
bastante pequeños. En consecuencia, las vías disponibles para el movimiento de
fluidos a través de los poros estrechos están restringidos; por lo tanto, la
permeabilidad de formaciones con granos finos tiende a ser baja. Si el yacimiento
está formado por rocas con altas densidades y fracturadas por pequeñas fisuras de
gran extensión, su porosidad será pequeña, pero presentará una alta
permeabilidad, un ejemplo de esto lo constituye las calizas.
La permeabilidad de una roca determinada por el flujo de un sólo fluido
homogéneo es una constante si el fluido no interactúa con la roca. Así tenemos que,
la permeabilidad determinada por un solo líquido homogéneo se llama
permeabilidad absoluta o intrínseca (K).
La permeabilidad intrínseca de cualquier material poroso se determina mediante la
fórmula de Darcy:
K = C.d²
donde:
K, permeabilidad intrínseca [L²].
C, constante adimensional relacionada con la configuración del fluido.
d, diámetro promedio de los poros del material [L].
Cuando dos o más líquidos inmiscibles (por ejemplo agua y petróleo) están
presentes en la formación, sus flujos se interfieren mutuamente; por lo tanto, se
reduce la permeabilidad efectiva para el flujo de petróleo (Ko) o para el flujo de
agua (Kw). La suma de las permeabilidades efectivas es menor o igual a la
permeabilidad absoluta (K). Las permeabilidades relativas dependen de las
propiedades de la roca, además de las cantidades relativas y propiedades de los
diferentes fluidos presentes en los poros, como por ejemplo, la saturación de cada
uno de ellos.
Las permeabilidades relativas son las relaciones entre las permeabilidades efectivas
y la permeabilidad absoluta. Así, para un sistema de agua-petróleo, por ejemplo, la
permeabilidad relativa al agua, Krw, es igual a Kw/K. En general estas
permeabilidades son expresadas en porcentajes o en fracciones.
Las mediciones de permeabilidad que se realizan con aire o gas deben corregirse
por efectos de "deslizamiento", a permeabilidades equivalentes con líquidos,
utilizando las reacciones de Klinkenberg.
La permeabilidad en el SMD se mide en cm2 o m2. La unidad derivada de la Ley de
Darcy es el darcy, y habitualmente se utiliza el milidarcy.
Donde la conversión de Darcy a m² es: 1 Darcy = 9,86923 . 10ˉ ¹³ m².
Fuente: Texto, Principios/Aplicaciones de la Interpretación de Registros (Schlumberger),
http://es.wikipedia.org/wiki/Permeabilidad
Publicado por Yusi Monterola en 23:19
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11 enero 2009
Fluidos de perforación, geles viscoelasticos
Los geles viscoelasticos poseen
porciones tanto elásticas como viscosas. La porción viscosa se comporta acorde a la
ley de hooke (modelo de resorte) y la porción elástica obedece la ley de newton
(modelo amortiguador). El desarrollo químico de estos geles se basa en la
Concentración Miscelar de Cationes, Balance Hidrofílico - Lipofílico y el Número de
agregación para producir micelas 3D. Requieren un Surfactante y un Ion Opuesto
estos fluidos adelgazan por Corte, presentando así una baja Fricción debido al
alineamiento de las Micelas en la dirección del flujo a altas velocidades de corte, lo
que genera un rompimiento limpio sin residuos en presencia de hidrocarburos,
alcoholes y ácidos.
El comportamiento de este fluido se muestra en la siguiente grafica
Donde se observa el esfuerzo aplicado
y la deformación generada con diferentes respuestas sobre la parte viscosa y sobre
la parte elástica del material. Básicamente cuando a este tipo de fluido se les somete
a un esfuerzo y luego se remueve la carga, la deformación solo se reinicia en la
porción elástica del fluido, la parte viscosa del fluido seguirá parcialmente
deformada.
La viscoelasticidad de estos fluidos y el proceso químico que los genera se puede
observar de una manera esquemática y sencilla en el siguiente diagrama.
Entre las características más importantes que presentan los geles viscoelásticos se
pueden destacar:
• Ruptura limpia, sin residuo, en la presencia de hidrocarburos, alcoholes, glicoles y
ácidos
• Acuohumecta la formación.
• Suspensión del agente de sostén casi perfecta
• Baja presión de fricción + Fluido más denso
• 2 mecanismos internos adicionales de ruptura, aplicables para pozos de agua y gas
• Estable hasta 260 F
• Compatible con sales hasta un 20% para mejor estabilización de arcillas
• Son compatibles con el uso de N2 y CO2 .
Tomado de http://www.materiales-sam.org.ar/ desarrollo de fluidos viscoelásticos
para estimulación de pozos por. http://www.oilproduction.net/ Fluidos
Viscoelásticos por Darío Hideg – Sr Project Engineer BJ Services Company
P u b l i c a d o p o r P a b l o A r v e l o e n 2 2 : 2 5 0 c o m en t a r i o s
Viscosidad del petróleo
La viscosidad es una medida de la resistencia interna al flujo, resultante de los
efectos combinados de la cohesión y la adherencia. ; también puede definirse como
la oposición de un fluido a las deformaciones tangenciales. Un fluido que no tiene
viscosidad se llama fluido ideal, en realidad todos los fluidos conocidos presentan
algo de viscosidad, siendo el modelo de viscosidad nula una aproximación bastante
buena para ciertas aplicaciones.
La viscosidad es una característica de todos los fluidos, tanto líquidos como gases,
si bien, en este último caso su efecto suele ser despreciable, están más cerca de ser
fluidos ideales.
Cabe señalar que la viscosidad sólo se manifiesta en fluidos en movimiento, ya que
cuando el fluido está en reposo adopta una forma tal en la que no actúan las fuerzas
tangenciales que no puede resistir.
La unidad en el sistema cgs para la viscosidad dinámica es el poise (p), cuyo
nombre homenajea a Jean Louis Marie Poiseuille. Se suele usar más su submúltiplo
el centipoise (cp). El centipoise es más usado debido a que el agua tiene una
viscosidad de 1,0020 cp a 20 °C.
El poise o centipoise (0,01 poise) se define como la fuerza requerida en dinas para
mover un plano de un centímetro cuadrado de área, sobre otro de igual área y
separado un centímetro de distancia entre sí y con el espacio relleno del líquido
investigado, para obtener un desplazamiento de un centímetro en un segundo.
1 poise = 100 centipoise = 1 g/(cm·s) = 0,1 Pa·s.
1 centipoise = 1 LmPa·s.
La viscosidad de los crudos en el yacimiento puede tener 0,2 hasta más de 1.000
centipoise.
La viscosidad es una de las características más importantes de los hidrocarburos en
los aspectos operacionales de producción, transporte, refinación y petroquímica. La
viscosidad, se obtiene por varios métodos y se le designa por varios valores de
medición. Es muy importante el efecto de la temperatura sobre la viscosidad de los
crudos, en el yacimiento o en la superficie, especialmente concerniente a crudos
pesados y extrapesados.

Efecto de la temperatura sobre la viscosidad: el efecto de la temperatura
sobre la viscosidad de un líquido es notablemente diferente del efecto sobre
un gas; en el caso de los gases la viscosidad aumenta con la temperatura,
mientras que en caso de los líquidos, esta disminuye invariablemente de
manera marcada al elevarse la temperatura. Al aumentar la temperatura del
crudo se disminuye su viscosidad debido al incremento de la velocidad de las
moléculas y, por ende, tanto la disminucion de su fuerza de cohesión como


también la disminución de la resistencia molecular enterna al
desplazamiento.
Efecto de la presion sobre la viscosidad: el efecto de la presión mecánica
aumenta la viscosidad. Si el incremento de presión se efectúa por medios
mecánicos, sin adición de gas, el aumento de presión resulta en un aumento
de la viscosidad. Este comportamiento obedece a que está disminuyendo la
distancia entre moléculas y, en consecuencia, se está aumentando la
resistencia de las moléculas a desplazarse.
Efecto de la densidad sobre la viscosidad: Se define como el cociente entre la
masa de un cuerpo y el volumen que ocupa. La densidad de un cuerpo esta
relacionado con su flotabilidad, una sustancia flotara sobre otra si su
densidad es menor. Mientras más denso sea el fluido, mayor será su
viscosidad.
Se puede mencionar las siguientes viscosidades:
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
Viscosidad aparente: viscosidad que puede tener una sustancia en un
momento dado, la cual se mide por medio de un instrumento que determina
la tas de cizallamiento. Es una función de la viscosidad plástica con respacto
al punto cedente.
Viscosidad cinemática: viscosidad en centipoise dividida por la densidad a la
misma temperatura y se designa en unidades Stokes o centiStokes.
Viscosidad Universal Saybolt (SSU): representa el tiempo en segundos para
que un flujo de 60 centímetros cúbicos salga de un recipiente tubular por
medio de un orificio, debidamente calibrado y dispuesto en el fondo del
recipiente, el cual se ha mantenido a temperatura constante.
Viscosidad relativa: relación de la viscosidad de un fluido con respecto a la
del agua.
Viscosidad Engler: medida de viscosidad que expresa el tiempo de flujo de
un volumen dado a través de un viscosímetro de Engler en relación con el
tiempo requerido para el flujo del mismo volumen de agua, en cuyo caso la
relación se expresa en grado Engler.
Viscosidad Furol Saybolt (SSF): tiempo en segundos que tarda en fluir 60 cc
de muestra a través de un orificio mayor que el Universal, calibrado en
condiciones especificadas, utilizando un viscosímetro Saybolt.
Viscosidad Redwood: Método de ensayo británico para determinar la
viscosidad. Se expresa como el número de segundos necesarios para que 50
cc de la muestra fluyan en un viscosímetro Redwood, bajo condiciones
específicas de ensayo.
Fuente: http://es.wikipedia.org/wiki/Viscosidad, Texto: Yacimientos de
Hidrocarburos (Martín Essenfeld y Efraín E. Barberii)
Publicado por Yusi Monterola en 19:53
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Bombeo de cavidad progresiva (PCP), ventajas y desventajas.
La idea de bombas helicoidales es desarrollada a finales de los años 20 por Rene
Moineau. Y es entonces cuando se da a conocer la llamada bomba (PCP) por su
nombre progressing cavity puma dicha bomba esta constituida por dos piezas
longitudinales en forma de hélice las cuales se conocen como estator y rotor uno
gira permanentemente dentro de la otra que esta fija.
El rotor metálico que es la pieza interna y esta conformada por una sola hélice.
El Estator es la parte externa y esta constituida por una camisa de acero revestida
internamente por una goma o elastómero moldeado en forma de hélice a manera de
engranar con la hélice del rotor.
Este sistema de bombeo radica su importancia en la industria petrolera en el
manejo de crudos pesados es decir con una alta viscosidad. Es en 1979 cuando
operadores de yacimientos altamente viscosos y con un alto contenido de arenas,
ubicados en Canadá realizan las primeras experiencias con PCP y a partir de este
momento empezaron a implementarse en la industria con gran rapidez al igual que
se comenzó a desarrollar avances en mejoras de los materiales que conforman la
bomba de cavidad progresiva.
Principio y funcionamiento:
El estator y el rotor no son concéntricos y el movimiento del rotor es combinado
uno rotacional sobre su propio eje y otro rotacional en dirección opuesta alrededor
del eje del estator. La geometría del conjunto es tal que forma una serie de
cavidades idénticas y separadas entre si. Cuando el rotor gira en el interior del
estator estas cavidades se desplazan axialmente desde el fondo del estator hasta la
descarga por succión. De manera que se tiene un desplazamiento positivo en
cavidades progresivas.
Actualmente el sistema de bombeo por cavidad progresiva es aplicado para:
Producción de petróleos pesados y bitumines menores a los 18API
Producción de crudos medios y livianos con limitaciones por el contenido de H2S.
Producción de crudos con altos contenidos de agua y altas producciones brutas en
recuperación secundaria.
Con respecto a los demás sistemas de bombeo, este presenta una alta eficiencia
comúnmente entre el 50% y 60 %, lo que lo hace muy ventajoso sin embargo
también presenta una serie de desventajas que se muestran en el siguiente cuadro
A pesar de tales
limitaciones cada día van siendo superadas con el desarrollo de tecnología para
mejoras en los materiales y diseños de los equipos.
Tomado de www.oilproduccion.net Manual de Bombeo De Cavidades progresivas
por Marcelo Hirschfeldt.
Publicado por Pablo Arvelo en 11:25
0 c o m en t a r i o s
10 enero 2009
Registros de Rayos Gamma (GR)
Los rayos gamma son impulsos de ondas electromagnéticas
de alta energía que son emitidos espontáneamente por algunos elementos
radioactivos. El isótopo de potasio radioactivo con un peso atómico 40, y los
elementos radioactivos de las series de uranio y del torio emiten casi toda la
radiación gamma que se encuentra en la tierra.
El registro de GR fue introducido en la industria petrolera en 1939 por well survey
inc.
El registro de GR es una medición de la radioactividad natural de las formaciones.
En las formaciones sedimentarias el registro normalmente refleja el contenido de
arcilla de las formaciones porque los elementos radioactivos tienden a concentrarse
en las arcillas y lutitas. Las formaciones limpias generalmente tienen un nivel muy
bajo de radioactividad, a menos que contaminantes radioactivos como cenizas
volcánicas o residuos de granito estén presentes o que las aguas de formación
contengan sales radioactivas disueltas.
El registro de GR puede ser corrido en pozos entubados lo que lo hace muy útil
como una curva de correlación en operaciones de terminación o modificación de
pozo. Con frecuencia se usa para complementar el registro SP y como sustituto para
la curva de SP en pozos perforados con lodo salado, aire o lodos a base de aceite. En
cada caso, es útil para la localización de capas con o sin arcilla y, lo más importante
para la correlación general.
Equipo
La sonda de GR contiene un detector para medir la radiación gamma que se origina
en el volumen de la formación cerca de la sonda. En la actualidad, generalmente se
emplean contadores de centelleo para esta medición.
Debido a su eficacia, los contadores de centelleo sólo necesitan unas cuantas
pulgadas de longitud, por lo tanto, se obtiene un buen detalle de la formación. El
registro de GR, por lo general corre en combinación con la mayoría de las otras
herramientas de registro y servicios de producción de agujero revestido.
Calibración
La principal calibración estándar para las herramientas GR se realiza en las
instalaciones de pruebas API en Houston. Se emplea una calibración de campo
estándar para normalizar cada herramienta según el estándar de API y los registros
se calibran en unidades API.
Usos de GR
- Definición y correlación de estratos.
- Indicador del contenido de lutitas.
- Evaluar minerales radiactivos.
- Evaluar capas de carbón.
- Correlación de pozos entubados.
- Posicionamiento de los cañones perforadores.
- Detección de trazadores radioactivos.