Perfiles para medir o calcular la porosidad

Los perfiles más utilizados para determinar la porosidad de la formación son los siguientes:

Densidad de la formacion (FDC) Sonico (SL) Neutrónico (NL)

Perfil DensidadSu 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.

EquipoLa 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 perfilEn los canales 2-3 unidades gr/cm3

CalibraciónEn muestras de caliza puras de densidad conocida con exactitud,

saturadas de agua fresca. tambien bloques de aluminio y azufre. revoques artificiales.

Porosidad del perfil densidadPara 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 NeutrónicosResponden 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.

FuncionamientoUna 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 SónicoRegistro 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 perfilTiempo de transito:tc= 106/v

v = velocidad pie/segtc = 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

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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 pozosDaño 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 formaciónHinchamiento 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 pozoDurante el tratamiento ácidoDaño por pozos inyectoresEmulsionesCambios de mojabilidadWater BlockSarrosDepósitos orgánicosDepósitos mixtosFangos 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.

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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 agua-petróleo. 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:

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:

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:

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:

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:

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.

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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 fracturadosEl 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 fracturadosA continuación se explican las características básicas del comportamiento de producción para el tipo de yacimientos en estudio.

Ausencia de la zona de transiciónLa 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 profundidadCuando 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 fracturasA 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 presiónAnteriormente 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-PetróleoUna 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-PetróleoÉste 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

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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 actualLa 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 2006-2012. 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.

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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 eléctricosSe 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.

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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 idealesUn 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 RealesUn 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 materialesPara 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.

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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 SuperficieCabezal 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.DiseñoConsiste en un engranaje helicoidal enroscado extremo simple (Rotor), el cual rota excéntricamente dentro de un engranaje helicoidal enroscado interno doble (Estator).

FuncionamientoUn 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.VentajasAltas Eficiencias volumétricasProduce fluidos más viscososCapacidad de bombear arena y gas libreBuena resistencia a la abrasiónUtilización de motores más pequeños y por ende menores costos de levantamientoRelativamente silenciosaMenor costo de capital comparado con otros métodos de levantamiento artificialOcupa poco espacio en la superficie

DesventajasEl elastómero se hincha o deteriora en exposición a ciertos fluidosEl estator tiende a dañarse si la bomba trabaja al vacioLa temperatura a la profundidad de la bomba afecta el elastómeroNo opera con eficiencia a grandes profundidades debido a las grandes extensiones de cabillas necesariasNo se emplea en crudos livianos

Se sugiere utilizar las BCP con crudos entre 8 y 21 grados API y con bajo contenido de aromáticos.

AplicacionesExplotación del petróleo pesado o livianoPozos desviadosExplotación 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.

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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.

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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.

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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 LÍQUIDOEn 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.

PDVSAPetróleos 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 AmbienteEl 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 AGUAEl 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 GASEl 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 EORSe 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 TÉRMICOSInvasiones 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 TÉRMICOSInyeccion 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.

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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 Balance 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

Se expondrá brevemente el aporte que otorgó el método de Tracy, 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.

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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 naturalEl 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 gasEn 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 extracciónEl 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:

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 típicosAparte 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.

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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 FlashTodos 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.

ProcesoLa presión inicial del petróleo es mayor a la presión de burbujeo y la temperatura es igual a la del yacimientoEl 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.

ProcesoLa 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 separadoresConsiste 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.

ProcesoLa 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 fluyendoPresión y temperatura a la cabeza del pozoPresión y temperatura del separadorGastos de líquido y gas en el separador, así como el líquido en el tanqueFactor de encogimiento del aceite.

En el laboratorio:

Verificar la validez de las muestrasComparar los datos de campo con los datos de laboratorioComparar las muestras tomadas en superficie mediante recombinado de las muestras de fondoRealizar los estudios completos del fluido por medio de los diferentes experimentos como son:Agotamiento a composición constanteAgotamiento diferencial (sólo se realiza en aceites)Agotamiento a volumen constanteEstudio de separadores en etapasDeterminación 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 2006-2012 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

enestado líquido cerca del punto crítico.

3. Equilibrio de fase en estos yacimientos es precario. Alto encogimientodel 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>

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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.

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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

Tan sólo son perspectivas del extracto del PAPER 1 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 BURBUJEOFase líquida con una cantidadInfinitesimal de gas (burbuja).

PUNTOS DE ROCÍOFase gaseosa con una cantidadInfinitesimal de líquido (gota).

Presión-Temperatura de una Mezcla BinariaTemperatura 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 enBase 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) Livianob) Medianoc) Pesadod) 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

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¿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.

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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 diferencial de presión se obtuvo la siguiente ecuación.

Bo=Boi * e "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

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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 ProducciónCuando 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).

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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.

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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.

Publ icado por T ineo 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.

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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- GravimetríaPara 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.

- SismografíaDetermina 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.

- MagnetometríaSe 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 EléctricosConsiste 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 TérmicoEfectuado 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.

Publ icado por Josmary Castro en 3 :06 0 comentarios

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.

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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 in-situ, 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 in-situ 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 líquido-gas.

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 “hold-

up” 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

1 8 f e b r e r o 2 0 0 8Hidratos 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

1 7 f e b r e r o 2 0 0 8

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