Yacimientos de Gas Condensado

Producción Simultánea

2010-04-24T11:08:00.000-07:00

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

Hidratos de gas

2010-04-24T11:04:00.000-07:00

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

TECNOLOGÍA APLICADA A YACIMIENTOS: MR SCANNER

2010-04-24T10:43:00.000-07:00

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

TECNOLOGIA APLICADA A YACIMIENTOS: Inversión de Impedancias Acústicas

2010-04-24T10:26:00.000-07:00

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

TECNOLOGIA APLICADA A YACIMIENTOS : Medidor Multifásico

2010-04-24T10:21:00.000-07:00

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

TECNOLOGIA APLICADA A YACIMIENTOS: GeoTap® IDS

2010-04-24T10:11:00.000-07:00

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

TECNOLOGIA APLICADA A YACIMIENTOS : Sistema de sarta de aterrizaje submarino

2010-04-24T10:03:00.000-07:00

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

TECNOLOGIA APLICADA EN YACIMIENTOS: Unidad de Flotación Compacta (CFU)

2010-04-24T08:41:00.000-07:00

Consiste es un aparato de presión vertical diseñado para manejar la mezcla de petróleo y gas, y agua, en todas las etapas del proceso de tratamiento a fin de asegurar bajo contenido de petróleo en el agua antes de ser vertida o re-inyectada. Esta nueva generación de CFU es un solo aparato de alto rendimiento. Su tecnología se basa en principios de flotación mediante el cual las partes internas especiales crean pequeñas burbujas de gas que se unen con pequeñas gotitas de petróleo y que contribuyen al proceso de separación. El proceso de flotación se mantiene gracias a la evolución de los gases disueltos y/o gas adicional inyectado dentro del alimentador de agua. Las gotitas de petróleo y las burbujas de gas se mezclan entre sí, y debido a la baja densidad de esta mezcla, el petróleo y el gas son separados fácilmente en el recipiente. El diseño especial de las partes internas del recipiente permite que este proceso se repite en varias etapas, cuyo número depende de la aplicación donde será utilizada la tecnología. En comparación con la tecnología existente esta nueva unidad puede manejar muchas más pequeñas gotitas de petróleo, incluso, hasta de una micra puede remover.

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

ESCALAS DEL YACIMIENTO

2010-04-05T21:34:00.000-07:00

Una manera de que tan bien entendemos el yacimiento puede obtenerse considerando la fracción del yacimiento que está siendo muestreada mediante las diferentes técnicas. Por ejemplo, supongamos que se desea hallar el tamaño del área muestreada desde un pozo que tiene un radio de 6 pulgadas. Si se asume un área circular, el área se puede estimar como πr2 donde r es el radio muestreado. El área muestreada es entonces es 0.7854 pie2. Si se normaliza el área muestreada con el área del yacimiento, digamos unas modestas 5 acres, Qué fracción del área es directamente muestreada por el pozo?. El área de drene es 218600 pie2. La fracción del área muestreada es 3.59 partes por millón lo cual es diminuto comparado con el área de interés.

Una señal de un registro eléctrico expande el área siendo muestreada. Suponga que un registro pueda penetrar la formación unos 5 pies desde el pozo, lo cual es razonable. La fracción del área siendo muestreada es 4 partes en 10000. El tamaño muestreado dentro del área de drenaje (5 acres) es todavía una fracción de un porcentaje.

Los corazones y registros eléctricos dan una visión muy limitada del yacimiento. Una sección sísmica expande la fracción del área muestreada, pero la interpretación de datos sísmicos es menos precisa. La credibilidad de la sísmica se puede mejorar correlaciónándola con datos de análisis de corazones o perfiles eléctricos.

Fig 1.1Escalas del yacimiento

La Fig. 1.1 presenta la definición de escala de yacimiento. Note que éstas no son universalmente aceptadas, pero ilustran la escala relativa asociada con la propiedad del yacimiento medida. La escala Giga incluye información asociada con geofísica, tales como arquitectura del yacimiento.

Esta también incluye teorías de caracterización regional como tectónica de placas, sísmica y datos de satélite. La escala Mega de caracterización del yacimiento incluye perfiles de pozo, análisis de presiones de fondo y análisis de sísmica 3D. La escala Macro se enfoca en información obtenida de análisis de corazones y de propiedades de los fluidos. La escala Micro involucra datos a nivel de escala del poro obtenidos de secciones delgadas y medidas de distribución del tamaño del grano. Cada una de estas escalas contribuye al modelo final del yacimiento.

Tomado de : Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar, Ph.D.

CLASIFICACIÓN DE ACUERDO A VARIACIONES DEL VOLUMEN ORIGINALMENTE DISPONIBLE A HIDROCARBUROS

2010-04-05T21:28:00.000-07:00

1. Volumétricos, cuando no existe un acuífero adyacente al yacimiento (yacimiento cerrado).

2. No volumétricos. El volumen disponible a hidrocarburos se reduce por la intrusión de agua procedente de un acuífero aledaño.

Tabla 1.1. Características de los diferentes mecanismos de producción

Fig. 1.1 Influencia de los mecanismos de producción en el recobro de petróleo

Tomado de : Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar, Ph.D.

CLASIFICACIÓN DE ACUERDO AL MECANISMO DE PRODUCCIÓN

2010-04-05T21:09:00.000-07:00

La producción inicial de hidrocarburos está acompañada por el uso de la energía natural de este y normalmente se conoce como producción primaria. El petróleo y el gas son desplazados hacia los pozos productores bajo producción primaria mediante :

a) expansiónde fluido
b) desplazamiento de fluidos
c) drenaje gravitacional
d) expulsión capilar.

Cuando no existe ni acuífero ni inyección de fluidos, el recobro de hidrocarburos se debe principalmente a la expansión del fluido, sin embargo en crudo, este podría producirse mediante drenaje gravitacional. El uso de gas natural o inyección de agua es llamado producción secundaria y su principal propósito es mantener la presión del yacimiento (adición de energía), de modo que el término mantenimiento de presión normalmente se usa para describir procesos de recobro secundario. Cuando el agua procede de un acuífero o es inyectada en los pozos, el recobro es acompañado por un mecanismo de desplazamiento, el cual puede ser ayudado por drenaje gravitacional o expulsión capilar. El gas se inyecta como fluido de desplazamiento para ayudar al recobro de crudo y también como gas cíclico para recuperar condensados. Dicha inyección normalmente modifica la presión de rocío y por lo tanto desplaza el diagrama de fases.

Existen otros procesos de desplazamiento llamado recuperación terciaria y mejor referida como recobro realzado (Enhanced Oil Recovery, EOR) los cuales se desarrollaron para cuando los procesos secundarios resultan inefectivos. Adicional a la adición de energía al yacimiento, este proceso considera cambios en las propiedades de la roca (como la mojabilidad) o del fluido (como la viscosidad o la tensión interfacial). Sin embargo, el mismo proceso se considera para casos donde el recobro primario no se utilizó por bajo potencial de recobro. En este caso el término terciario está mal empleado. En algunos yacimientos es ventajoso iniciar un proceso secundario o terciario antes de terminar la producción primaria. En estos casos el término recobro mejorado (improved oil recovery, IOR) se ha convertido en popular y algunos consideran que la diferencia entre EOR e IOR es que esta última involucra un proceso de reingeniería y caracterización del yacimiento.

En muchos yacimientos pudieren simultáneamente operar varios mecanismos de producción, pero generalmente predomina uno o dos. Durante la vida del yacimiento la predominancia puede cambiar de un mecanismo a otro ya sea natural o artificialmente. Por ejemplo, un yacimiento volumétrico podría producir inicialmente por expansión de fluidos, cuando este se ha depletado lo suficiente la producción hacia los pozos podría deberse a drenaje gravitacional ayudado por un mecanismo de bombeo. Más tarde, un proceso de inyección de agua puede usarse para adicionar mayor empuje a los hidrocarburos. En este caso el ciclo de los mecanismos es expansión-gravitacional y desplazamiento de drenaje. En general la producción de los yacimientos se debe a los siguientes mecanismos:

1. Hidráulico, cuando se presenta agua proveniente de un acuífero adyacente.

2. Gas en Solución (línea B-C en Fig. 1.2.a). Los fluidos gaseosos ayudan a producir la
fase líquida cuando el gas intenta liberarse del seno del crudo.

3. Capa de gas (No hay distribución uniforme de los fluidos)

4. Expansión líquida y de roca (hasta el punto de burbuja) Línea A-B en Fig. 1.2.a.

5. Gravedad o segregación gravitacional, el cual es común en yacimientos con espesor
considerable y que tienen buena comunicación vertical o en yacimientos que tienen alto
buzamiento pues permiten la migración del gas a la parte superior de la estructura.

6. Combinado

7. En yacimientos gasíferos se tiene depleción o expansión gaseosa (línea D-E-F en Fig
1.2.a).

Fig. 1.2.a. Clasificación de los Yacimientos de acuerdo al punto de burbuja

CLASIFICACIÓN DE ACUERDO AL ESTADO DE LOS FLUIDOS

2010-04-05T20:07:00.000-07:00

1.Petróleo negro. Consiste de una amplia variedad de especies químicas que incluyen moléculas grandes, pesadas y no volátiles. El punto crítico está localizado hacia la pendiente de la curva. Las líneas (iso-volumétricas o de calidad) están uniformemente espaciadas y tienen un rango de temperatura amplio. Los primeros crudos de este tipo fueron de color negro, de allí su nombre. También se le llama crudo de bajo encogimiento o crudo ordinario. Estos crudos tienen GOR ≤ 1000 pcs/STB, el cual se incrementa por debajo del punto de burbuja. Bo ≤ 2 y API ≤ 45 y el contenido de C7+ mayor o igual a 30 %. Las temperaturas del yacimiento son menores de 250 °F. La gravedad decrece lentamente con el tiempo hasta bien avanzada la vida del yacimiento donde vuelve a incrementarse ligeramente. Este crudo es normalmente negro (compuestos pesados) aunque pude ser marrón o verduzco. Fig. 1.1

Fig. 1.1 Diagrama de fases para el petróleo negro

2.Petróleo volátil. El rango de temperatura es más pequeño que en petróleo negro. La temperatura crítica, Tcr, es también menor que en crudos negros y está cerca de la temperatura del yacimiento, TR (Tcr > TR). Las líneas de calidad no están igualmente espaciadas y están desplazadas hacia arriba hacia el punto de burbuja. Una pequeña reducción en presión por debajo del punto de burbuja causa una liberación enorme de gas. Hasta un 50 % de estos crudos puede convertirse en gas en el yacimiento cuando la presión cae unos cientos psi debajo del punto de burbuja. Estos también se llaman crudos de alta encogimiento o crudos cercanos al punto crítico. La Ecuación de Balance de Materia (EBM) de petróleo negro no trabaja en estos casos. El punto de división entre crudo volátil y negro es arbitrario, pero se toma como referencia la tolerancia de la EBM. Bo > 2, 1000 < GOR <>API <>C7+ mayor o igual a 12.5 %, la temperatura del yacimiento ligeramente menor que la crítica y el gas liberado puede ser del tipo gas condensado. El GOR y La API se incrementan con la producción a medida que la presión cae por debajo de la presión del punto de burbuja. El color es usualmente café claro a verde).

3. Gas condensado (retrógrados). El diagrama de fases es menor que el de los aceites negros y el punto crítico está bien por debajo y a la izquierda de la envolvente. Esto es el resultado de gases retrógrados conteniendo muy pocos hidrocarburos pesados que los crudos. La (Tcr < TR) y el punto cricondentérmico es mayor que TR. A medida que la presión cae, el líquido, normalmente claro, se condensa y se forma líquido en el yacimiento, el cual normalmente no fluye y no puede producirse. C7+ menor o igual a 12.5 %. 70000 < GOR

<>API > 60 y se incrementa a medida que la presión cae por debajo de la presión de rocío. El líquido es ligeramente colorado, marrón, anaranjado, verduzco o transparente. También se les llama condensados. Ver Fig. 1.2

Fig. 1.2 Diagrama de fases para el gas retrógrado

4. Gas húmedo. Todo el diagrama de fases de la mezcla de hidrocarburos con moléculas predominantemente pequeñas yacen debajo de la temperatura del yacimiento. La línea de presión no entra la envolvente y por tanto no se forma líquido en el yacimiento, pero si en superficie (dos fases). La gravedad, mayor de 60 API, de los líquidos es similar a la de los gases retrógrados. La gravedad se mantiene constante y el color de los líquidos es transparente. GOR > 15000 pcs/STB y permanece constante durante toda la vida del yacimiento. Se producen menos de 60 STB crudo por cada millón de pies cúbicos normales de gas. Ver Fig. 1.3

Fig. 1.3 Diagrama de fases para el gas húmedo

5. Gas seco. Está formado principalmente por metano y algunos intermedios. El diagrama de fases muestra una mezcla de hidrocarburos gaseosa tanto en superficie como en el yacimiento. No hay presencia de líquidos ni en yacimiento ni superficie. Sin embargo, a temperaturas criogénicas, menores de 50 °F, se puede obtener fluidos de estos gases. La EBM puede aplicarse tanto a gas como gases húmedos para determinar gas original in-situ y predecir reservas de gas. Ver Fig. 1.4

Fig. 1.4 Diagrama de fases para el gas seco

6. Asfalténicos. En estos yacimientos, las condiciones iniciales del yacimiento están muy por encima y a la izquierda del punto crítico. El rango de temperatura es bastante amplio. Estos no se vaporizan ni tiene punto crítico. Cuando la presión del yacimiento localiza a éste en la zona de una sola fase, normalmente la composición se mantiene constante. Sin embargo, cuando la presión localiza al yacimiento por debajo de la envolvente, el gas puede producirse más fácilmente y la relación gas-petróleo no se mantiene causando un consecuente cambio del punto de burbuja y un desplazamiento del diagrama de fases. Caso típico ocurre en un yacimiento de condensado retrógrado. Al pasar por el punto de rocío la condensación toma lugar y el líquido queda atrapado dentro de los poros de la roca, luego el producto en superficie tendrá menos contenido líquido y como consecuencia se incrementa el GOR. Una vez el punto de rocío se alcanza, la composición del fluido cambia y la envolvente se desplaza a la derecha lo que agrava la pérdida de líquido en los poros

Tomado de:Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar, Ph.D.

CLASIFICACIÓN GEOLÓGICA DE LOS YACIMIENTOS

2010-04-05T19:20:00.000-07:00

Geológicamente, los yacimientos se clasifican en estratigráficos, estructurales y

combinados.

Fig. 1.1 Clasificación Geológica de los Yacimientos: Estratigráfico y estructurales

Fig. 1.2 Clasificación Geológica de los Yacimientos: Combinado

1. Estratigráficos: lentes de arena, cambios de facies, calizas o dolomitas porosas, cambios

de permeabilidad. Ver Fig. 1.1

2. Estructurales: Fracturas en calizas o rocas ígneas, discordancias, fallamiento en

areniscas, sinclinales, anticlinales, domos salinos, etc., como se describe en la Fig. 1.1

3. Combinados: Hace referencia a las posibles combinaciones que se presenten entre los

dos grupos anteriores. Ver Fig. 1.2

Tomado de : Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar, Ph.D.

MÉTODOS DE EXPLORACIÓN EN PROFUNDIDAD (GEOQUÍMICOS)

2010-04-05T19:11:00.000-07:00

La geoquímica tiene, actualmente, una aplicación muy importante, tanto en exploración como en producción, pues permite entender y conocer el origen, probables rutas de migración y entrampamiento de los hidrocarburos almacenados en el subsuelo.

Para aplicar estos métodos se requiere la perforación de pozos profundos. Por este medio se analizan las muestras del terreno a diferentes profundidades y se estudian las características de los terrenos atravesados por medio de instrumentos especiales.

Los métodos de exploración en profundidad tienen por finalidad determinar la presencia de gas o de petróleo; son métodos directos en la búsqueda del petróleo.

Si la exploración ha sido exitosa y se ha efectuado un descubrimiento comercial con un pozo, se inician los trabajos de delimitación del yacimiento descubierto con la perforación de otros nuevos (en muchos casos con una registración de sísmica de 3D o 2D previa), para efectuar luego la evaluación de las reservas.

En la exploración petrolera los resultados no siempre son positivos. Muchas veces los pozos resultan secos o productores de agua. En cambio los costos son elevados, lo que hace de esta actividad una inversión de alto riesgo. Si a ello le sumamos el hecho de que desde el descubrimiento de un nuevo yacimiento hasta su total desarrollo pueden ser necesarios varios años de trabajos adicionales en lo que deben invertirse grandes sumas de dinero, podemos concluir que sólo las grandes organizaciones empresariales puedan afrontar estos costos.

Tomado de : APUNTES_DEFINITIVOS_GEOLOGIA_GENERALIngEdisonNavarrete

RELACIÓN DE LA GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO CON LA EXPLORACIÓN Y LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO

2010-04-05T19:07:00.000-07:00

Algunos geólogos creen que el simple conocimiento de los conceptos de Geología pueden ayudar a encontrar petróleo y, aún más, algunas veces piensan que la Geología del Petróleo y la Exploración del Petróleo son sinónimos, lo cual no es así.

Por otra parte, algunos exploradores de petróleo todavía no admiten la necesidad de los geólogos para ayudarlos en su búsqueda. En 1982, un exitoso hallazgo de petróleo en Midland, Texas admitió no haber utilizado geólogos debido a que cuando sus competidores los contrataron, todo lo que hicieron fue aumentar sus costos por barril de petróleo encontrado. La compañía estatal de petróleo de Sudáfrica (SOEKOR) estaba bajo una obligación estatutaria impuesta por su gobierno de registrar cualquier metodología de hallazgo de petróleo, sea esta empírica o científica. Estos ejemplos no son casos aislados, y se ha sostenido que el petróleo es mejor hallarlo por perforación al azar que mediante la aplicación de principios científicos.

La Geología del petróleo es únicamente un aspecto de la exploración y producción del petróleo. Dejando a un lado empresas atípicas, la exploración del petróleo actualmente involucra equipos de gente que poseen un amplio rango de habilidades profesionales. Estas destrezas incluyen experticias sociales y políticas, que se involucran en la adquisición de concesiones de prospección. La prospección geofísica se incluye en la preparación inicial de datos en las cuales se basan las recomendaciones de licitación y posterior perforación. Los conceptos geológicos se aplican en la interpretación de los datos geofísicos una vez que estos han sido adquiridos y procesados. Tan pronto se perfora un pozo de petróleo, los aspectos ingenieriles del descubrimiento necesitan evaluación. La Ingeniería de Petróleo concierne al establecimiento de reservas de un campo, la distribución del petróleo dentro del reservorio, y el modo más efectivo de producción. De esta manera, la Geología del Petróleo incluye una continuidad de disciplinas, empezando con la Geofísica y terminando con la Ingeniería de Petróleo, pero las mismas se yuxtaponen en materia de tiempo y contenido.

Bajo esta secuencia de eventos es fundamental el control de la Economía. Las compañías de petróleo existen no solo para encontrar petróleo o gas, sino, como cualquier empresa de negocio, para hacer dinero. Por lo tanto, cualquier paso de la jornada desde la licitación hasta la perforación, y finalmente la recuperación mejorada, es controlada por contadores y economistas. La actividad en la exploración y producción de petróleo se acelera cuando el precio mundial de los productos hidrocarburíferos se incrementa, y decrece o aún puede terminar cuando los precios caen. Los geólogos del petróleo están en la posición inusual de ser sujeto de despido por incompetencia o excelencia técnica, pero no por mediocridad. Si no encuentran petróleo, pueden ser despedidos; similarmente, si encuentran mucho petróleo, entonces su presencia en el rol de la compañía es innecesario. Esto ha sido demostrado repetidamente desde que la industria del petróleo comenzó, más recientemente cuando los precios del petróleo colapsaron de 35 a 10 dólares por barril por un período de unos cuantos meses en 1986. Los geólogos competentes son más importantes para compañías pequeñas, para las cuales un grupo de pozos secos se traducen en catástrofe. Las grandes compañías pueden tolerar un cierto grado de incompetencia debido a que tienen recursos financieros para sobrellevar un conjunto de desastres. Sin embargo, esto no es más cierto que en las compañías estatales de petróleo. Con un interminable suministro de dinero del pago de impuestos para sostenerlas, la conveniencia política de la búsqueda de ingentes reservas de petróleo puede sobrepasar cualquier consideración económica.

Tomado de :APUNTES DEFINITIVOS GEOLOGIA GENERAL IngEdison Navarrete

PERFORACIÓN ROTATORIA (HERRAMIENTA ROTATORIA)

2010-04-05T18:34:00.000-07:00

Debido a la mayor seguridad y profundidad de penetración de la perforación rotatoria, esta metodología tiene una aplicación mucho más amplia en la industria petrolera.

Perforación y Acondicionamiento de un pozo

En esta técnica la broca se hace rotar al final de un tubo hueco de acero llamado tubería de perforación. Se utilizan muchos tipos de brocas, pero la más común de todas consiste en un conjunto de tres conos rotatorios con dientes. La broca se rota y los dientes expulsan los pedazos de roca del fondo pozo. Simultáneamente, se bombea lodo o agua hacia abajo a través de la tubería de perforación, el mismo que sale a través de huecos en las brocas y se impulsa hacia la superficie en el espacio entre la tubería de perforación y las paredes del pozo. La circulación del lodo de perforación tiene varias funciones: remueve los pedazos de roca (ripios de perforación), tapa cavidades en las paredes del pozo, mantiene la broca fresca, y lo más importante, mantiene la seguridad del pozo. La presión hidrostática del lodo generalmente previene el fluido de moverse hacia el fondo, y si la broca penetra una formación con alta presión de poro, el peso del lodo puede prevenir un reventón (explosión) del pozo. Un reventón también puede prevenirse sellando la cabeza (abertura superficial) del pozo mediante una serie de válvulas.

A medida que la broca penetra más profundamente, nuevos tramos de la tubería de perforación se van agregando en la superficie.

Después de llegar a la profundidad deseada en el pozo, el mismo se lo recubre (encamisa) con una tubería de acero y cemento llamándose a esta operación completación o acondicionamiento del pozo.

Sondeos (Registros)

Durante la perforación de un pozo se puede obtener la siguiente información, mediante registros eléctricos:

1.-Fronteras de formación.
2.-Litología de la formación.
3.-Edad de formación.
4.-Porosidad.
5.-Permeabilidad.
6.-Presión de fluido.
7.-Temperatura de formación.
8.-Fallas, discontinuidades.

Un sondeo o registro (log) de un pozo contiene la información sobre las rocas en las cuales este pozo ha sido perforado.

El tipo mas común de registros eléctricos que se utiliza es con herramienta cableada (wireline) se realiza luego que el pozo ha sido perforado, consta de un instrumento que detecta las propiedades de las rocas y sus fluidos, es subido y bajado en el pozo por una línea cableada.

Tomado de :APUNTES_DEFINITIVOS_GEOLOGIA_GENERALIngEdisonNavarrete

POZOS PRODUCTORES

2010-03-20T23:04:00.001-07:00

La utilización de agua o de nitrógeno como fluido de terminación tiene un impacto en la temperatura del pozo productor. Un año después de la puesta en marcha de la producción, los pozos productores con nitrógeno en el espacio anular alcanzan una temperatura de fondo de 280 ºF, mientras que la temperatura en los pozos productores con agua en el espacio anular asciende a un valor menor, de aproximadamente 250 ºF. La mayor temperatura alcanzada por los productores terminados con nitrógeno, permite conservar los fluidos calientes en su ascenso al cabezal, manteniendo baja la viscosidad del petróleo que fluye dentro de la tubería de producción, lo que implica a su vez mayor velocidad de flujo, menor tiempo de permanencia en el pozo y una tendencia a disminuir las pérdidas de energía en todo el proceso a pesar de que sus temperaturas de flujo sea más elevadas.

Se han modelado las pérdidas de calor en los pozos productores, tanto para la terminación con agua en el espacio anular como para la terminación con nitrógeno en el espacio anular, a lo largo de los 15 años de predicción para cada caso. A los cinco años, la tasa de pérdida de calor de un pozo productor terminado con nitrógeno es de 15.4 MMBTU/día, mientras que para un pozo terminado con agua esta cifra se aproxima a los 33 MMBTU/día, con una diferencia de 17,6 MMBTU por pozo por día. Considerando una diferencia promedio de 14 MMBTU por pozo por día, a lo largo de 15 años, el costo de dejar agua en el espacio anular del productor, hubiese significado el consumo de alrededor de 60.000 barriles adicionales de petróleo utilizados en el proceso.

Considerando que los pozos que tienen agua en el espacio anular generalmente requieren levantamiento artificial, en términos del balance energético, se perdería además el equivalente energético de unos 10.000 bbl de producción en el uso de bombas electrosumergibles (ESPs, por sus siglas en inglés), en base al consumo de energía estas bombas. En resumen, a lo largo de los 15 años de vida del proyecto la pérdida total de la producción por no haber completado correctamente los pozos de producción y de inyección y por no haber usado un intercambiador de calor en la entrada del generador de vapor (excluyendo los efectos de las ineficiencias del yacimiento) ascenderían a cerca de medio millón de barriles de petróleo.

Fuente: http://www.petroleum.com.ve/html/tecnologia_detalle.php?id=24

EFECTOS DE FLUIDOS DE TERMINACIÓN

2010-03-20T23:01:00.000-07:00

Con respecto a los fluidos de terminación, especialmente en los pozos inyectores es evidente el efecto negativo de las pérdidas de calor a través de la tubería de revestimiento cuando se deja agua en los espacios anulares de los productores y/o inyectores. El agua, debido a su calor especifico elevado, tiene un fuerte impacto en las pérdidas de calor, reduciendo significativamente la eficiencia del proceso.

Cuando agua se encuentra presente en los pozos inyectores, las pérdidas de calor pueden ser del doble que en los casos donde se utiliza nitrógeno, de 46 a 105 MMBTU/día. El incremento de volumen de petróleo que tendrá que consumirse para el proceso de extracción bajo estas circunstancias durante los 15 años de vida del proyecto, ascendería a más de un cuarto de millón de barriles sólo por no terminar los pozos inyectores de vapor con el aislamiento apropiado.

Dejar agua en los fluidos de terminación alojados en el espacio anular reduciría la calidad del vapor en el fondo de los inyectores, resultando enmuchas otras consecuencias negativas. Reduciría la entalpía, es decir la cantidad de calor disponible en el vapor para transferir calor a la formación; incrementaría en más del doble la cantidad de agua caliente (en lugar de vapor) entregada por cada inyector, de 28% a cerca de 60%, reduciendo así la cantidad de vapor seco en más de un 30% e impactando adversamente el rendimiento del proceso SAGD. Por último, incrementaría el corte de agua durante la producción.

Fuente : http://www.petroleum.com.ve/html/tecnologia_detalle.php?id=24