sábado, 24 de abril de 2010

Producción Simultánea
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Se define como "producción simultánea" a la práctica de producir dos o más yacimientos, arenas o estratos (pozo-zonas) simultáneamente por un mismo entubado de producción; a diferencia de la práctica de “producción secuencial” en que las pozo-zonas son producidas separadamente, uno después de la otra. Siempre y cuando la presión (dígase el potencial) de producción de fondo del pozo se mantenga por debajo de las presiones de los yacimiento de cada uno de los pozo-zonas, estos aportarán fluidos al pozo. Solamente durante los lapsos de cierre del pozo, es cuando se podrían presentar flujos cruzados entre los pozo-zonas, en función de los diferenciales de presión (potencial) entre ellas. Pero, así como un pozo-zona podría tomar fluidos durante el lapso del cierre, igualmente restituiría al pozo el volumen tomado, una vez reiniciada la producción del pozo. Es importante señalar la condición de que exista la compatibilidad de los fluidos provenientes del pozo-zona, lo cual constituye una condición indispensable para proceder con la producción simultánea.

Tomado de: http://www.petroleum.com.ve/revista/articulos.php?id=624

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Hidratos de gas
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Los hidratos de gas hoy por hoy están considerados a nivel mundial como una posible fuente de energía ya que constituyen una significativa reserva energética y existen en cantidades tales que doblan literalmente las reservas conocidas de petróleo, gas natural y carbón juntos.

En el mundo existen numerosos ambientes con condiciones necesarias para la formación de dichos hidratos de gas, desde el Ártico a la Antártica, en tierras donde la temperatura bajo el punto de congelación existe permanentemente, o “permafrost”, como Alaska, Norte de Canadá y Siberia. También se han encontrado en el margen continental externo en sedimentos de fondo y subsuelo marino del talud y elevación continental.

Diferentes estudios muestran que los hidratos tienen importancia para muchas actividades industriales y científicas de la Industria del Gas. Especialmente con relación al ambiente y equipos de seguridad en operaciones costafuera, y en las profundidades oceánicas. Más de 60 grandes acumulaciones de hidratos se han detectado hasta la fecha en el océano y en los continentes con reservas totales de gas en exceso de 700 x 1012 m3.

En Venezuela, según estudios realizados por satélites, se han detectado yacimientos de hidratos de gas: uno entre La Orchila y tierra firme y el otro hacia el sur de la Isla de Margarita.

Tomado de: http://www.petroleum.com.ve/revista/articulos.php?id=465

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TECNOLOGÍA APLICADA A YACIMIENTOS: MR SCANNER
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MR Scanner ofrece un completo servicio en materia de resonancia magnética nuclear para el estudio de los yacimientos.



Figura 1: La herramienta posee una antena principal multifrecuencia diseñada para actualizaciones de caracterización en alta resolución de fluidos y arenas, que proporcionan respuestas productivas y de alta calidad de roca

El servicio que presta esta herramienta de registros, se caracteriza por realizar mediciones simultáneas multifrecuencia, para evaluar la formación a múltiples profundidades en un solo paso.
MR Scanner es una herramienta cuyo diseño permite que esté directamente conectado al computador, ofreciendo simplicidad para la evaluación de la formación, a tal punto que no se necesita ser un experto en interpretación de resonancia magnética nuclear, para aprovechar la abundante información que provee la herramienta. A su vez, suministra numerosos datos de fácil manipulación para ser sometidos inmediatamente a interpretaciones y análisis petrofísicos. Ello incluye:

Saturaciones de crudo y agua para identificación y cuantificación de las zonas productoras.

Porosidades totales y efectivas para la determinación del volumen de poro y capacidad de almacenamiento.

Volumen irreducible de agua para la determinación de la tasa de producción de agua.

Distribuciones de crudo T2 para la determinación de la viscosidad del crudo y para asistir en la interpretación estándar del T2.

Distribuciones de la salmuera del T2 corregidas para efectos de hidrocarburos y mejorar el análisis del tamaño del poro.

T1 para ser usado cuando el T2 no esté disponible; e.g., cuando se hagan registros en porosidades o hidrocarburos livianos.

Tomado de : http://www.petroleum.com.ve/revista/articulos.php?id=537

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TECNOLOGIA APLICADA A YACIMIENTOS: Inversión de Impedancias Acústicas
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La inversión de datos sísmicos a impedancias acústicas es una técnica geofísica que surgió como ‘problema teórico-experimental’ a comienzos de la década del 80. En 25 años de desarrollo, esta tecnología se ha posicionado como una herramienta innovadora y poderosa en la Caracterización de Yacimientos. Su gran auge se debe, principalmente, a la capacidad y versatilidad excepcional de los algoritmos matemáticos y de las computadoras existentes hoy en día, el valor agregado que aporta en el entendimiento de los yacimientos y la facilidad y precisión en su interpretación.

Figura 1: Secuencia del proceso de reproducción del ‘modelo de la tierra’

La impedancia acústica es una propiedad intrínseca de las rocas y se define como el producto entre la densidad de las rocas del subsuelo y la velocidad de las ondas acústicas cuando se propagan a través de ellas. Cada roca, de acuerdo a su composición mineralógica y contenido de fluidos, posee una impedancia acústica más o menos distintiva. Ahora bien, la diferencia de las impedancias acústicas de las rocas en el subsuelo establece un contraste entre ellas que, al introducir una señal acústica (ondícula) en el subsuelo, por medio de la activación de una fuente de energía sónica, estos contrastes de impedancia producen reflexiones (por todos conocidas como reflexiones sísmicas), que son la representación de las interfases entre las rocas. Se puede decir que las impedancias acústicas de las rocas se encuentran ‘enmascaradas’ dentro de la información sísmica y que, mediante el proceso de ‘inversión’ de los datos sísmicos de reflexión, se recuperan las impedancias acústicas individuales de las capas rocosas, a través de la extracción de la componente sísmica u ondícula lo cual permite caracterizar al yacimiento que se está estudiando con mayor precisión. (Figura 1)

Tomado de : http://www.petroleum.com.ve/revista/articulos.php?id=536

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TECNOLOGIA APLICADA A YACIMIENTOS : Medidor Multifásico
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Este medidor multifásico de FMC emplea la tecnología de tomografía para mejorar significativamente la exactitud y rango de las mediciones en aplicaciones topside y submarinas. Su función de auto calibración representa un cambio de avance en medidores multifásicos convencionales. Esta nueva característica se logra mediante la aplicación de una nueva función de medida de la salinidad en combinación con la verificación de la propiedad del fluido in-situ.

Emplea con precisión la tecnología patrocinada de banda ancha 3D, lo que ayuda rápidamente a determinar cómo el líquido y el gas se distribuye por toda la tubería, y al mismo tiempo determina las tasas del caudal de petróleo, gas y agua. Para los regímenes de flujos acumulados, el medidor MPM cambiará automáticamente hasta cinco veces por segundo entre los modos multifase y wetgas, acortando un vacío antes no cubierto por los medidores multifásicos.

Su diseño le permite operar a 11.500 pies de profundidad de agua así como con una impresionante presión de trabajo de 15.000 psi y una temperatura de trabajo 480 °F.

Tomado de : http://www.petroleum.com.ve/revista/articulos.php?id=1762&id_edicion=94

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TECNOLOGIA APLICADA A YACIMIENTOS: GeoTap® IDS
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Hasta ahora, la adquisición de muestras de fluidos de formación sólo fue posible mediante líneas de cable (wireline). El nuevo sensor InSite® GeoTap IDS de Sperry Drilling revoluciona la industria al permitir que las muestras de los fluidos del yacimiento por primera vez sean recuperadas con la tecnología de registro mientras se perfora (Logging While Drilling, LWD). Ofrece captura oportuna en el fondo del pozo, la recuperación en superficie e identificación de múltiples muestras de fluidos de formación con mínima contaminación.

Eliminando el tiempo asociado al muestreo con línea de cable (wireline), el sensor puede adquirir múltiples muestras de fluido en cuestión de horas, en lugar de días, de la perforación de la formación. Con la incorporación del GeoTap® IDS, Halliburton ahora suma nuevas capacidades de pruebas de formación mientras se perfora, para optimizar la ubicación del hoyo y alcanzar una producción máxima sobre la vida del yacimiento. En entornos de alto costo, tales como pozos de exploración en aguas profundas, existe un valor significativo con la eliminación de viajes de herramientas de muestreo mediante líneas de cable. Además, cuando las muestras se toman durante la perforación, la contaminación de la formación por los fluidos de perforación es mucho menor, los tiempos de aspiración tan extendidos para muestras limpias se reducen considerablemente en comparación con las líneas de cable. Los datos más valiosos se recuperan rápidamente, se mejora la toma de decisiones durante la perforación del yacimiento y permite soluciones más oportunas.

Tomado de : http://www.petroleum.com.ve/revista/articulos.php?id=1762&id_edicion=94

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TECNOLOGIA APLICADA A YACIMIENTOS : Sistema de sarta de aterrizaje submarino
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El sistema de sarta de aterrizaje submarino con funcionamiento electrohidráulico SenTURIAN de Schlumberger está diseñado para operar desde embarcaciones con posicionamiento dinámico, en ambientes de aguas profundas, alta presión y alta temperatura. Es un sistema más corto y de flexibilidad modular que permite la completación segura, confiable y eficiente, así como también la limpieza y pruebas de pozos desde embarcaciones que operan a profundidades de agua de hasta 15.000 pies.

SenTURIAN es el primer sistema de sarta de aterrizaje en emplear mandriles intercambiables y acumuladores de presión balanceada, lo que permite combinar el control submarino y los módulos de acumuladores en un solo ensamblaje.

El montaje es 50% más corto que otros sistemas, mientras que proporciona resistencia a la tensión, presión nominal y la salida hidráulica para las operaciones en aguas someras y en aguas ultra profundas.

Tomado de :http://www.petroleum.com.ve/revista/articulos.php?id=1762&id_edicion=94

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