Yacimientos de Gas

Existen dos métodos que son utilizados para la perforación de pozos, el método rotatorio y el método de herramienta de cable, este último es el más antiguo el cual utiliza una mecha pesada y un tallo al final del cable, mientras que en el método rotatorio, la mecha es conectada a una longitud de tubería de acero, la cual gira por medio de la mesa rotatoria. Método de perforación por herramienta de cable: Los chinos fueron los primeros en utilizar este método al perforar pozos profundos de salmuera. El desarrollo de esta herramienta viene dado por la perforación del pozo Drake en 1859, y continuo siendo el método exclusivo hasta 1901. Aún en 1952, la herramienta de cable perforó el 17.5 % de los pozos de gas y petróleo. La mayoría de las perforaciones por este método se utilizan para completar pozos en la zona de producción después de haber revestido o para perforaciones completas de pozos relativamente bajos. Estas operaciones pueden ser conducidas con torres portátiles. La herramienta

Actualmente dadas las condiciones a las que se encuentran gran cantidad de yacimientos alrededor del mundo, es preciso el desarrollo de nuevas tecnologías relacionadas con el tendido y transporte de tuberías para su producción, algunos de estos avances tecnológicos son las siguientes: Debido a muchos de los nuevos reservorios e hidrocarburos se encuentran costa afuera hay una necesitad de implementar la construcción de ductos submarinos para el transporte hidrocarburos, desde mar adentro hasta tierra firme, y además para conectar, en los campos de crudo, un número de pozos a una boya común que almacena y carga el petróleo que posteriormente será llevado a tierra por tanqueros. Obviamente las condiciones a las que se someten los ductos en costa fuera son más rigurosas que las de tierra firme (altas presiones hidrostáticas, aguas más frías, esfuerzos físicos exigentes durante la instalación y operación, uso de productos químicos para garantizar el flujo, elevadas tasas de producción, may

Hace alrededor de un año en Brasil se hizo el importante hallazgo de un gigantesco yacimiento en aguas profundas del Océano Atlántico, campo Tupi fue denominado y se encuentra en la cuenca de Santos frente al litoral sur del país, está a 7 mil metros de profundidad desde la superficie del mar, más allá de una capa de sedimentos salinos de hasta dos kilómetros de espesor. Hoy en día se continúan realizando investigaciones en la región y estas han dado como resultado la existencia de un yacimiento de gas natural y crudo ligero. Los responsables de la exploración de esta zona son Petrobras (80%) y Galp Energía (20%). El pozo 1-BRSA-559A-RJS (1-RJS-652A) se ubica en la ya mencionada cuenca de Santos a 290 km de la costa del estado de Río de Janeiro y a 37 km a este de la zona de Tupi, a una profundidad de 2.187 metros. La profundidad final alcanzada fue de 5.773 metros desde la superficie del mar. Cabe destacar que la perforación de este pozo se había detenido en Enero por motivos operativ

El licuado del gas natural, no es más que un proceso en el cual el gas cambia su estado de gaseoso a líquido. El propósito de esto es poder transportar el gas de manera más fácil y económica, ya que el gas al licuarse reduce su volumen original en unas 600 veces, y si se quiere llevar el gas de un lugar a otro muy lejano la utilización de un gaseoducto es muy difícil. Al tener el gas de manera líquida se utilizan buques y se transportan de manera similar a como se hace con el petróleo. Para convertir el gas natural en líquido, se enfría el gas hasta aproximadamente a (-161°C), que es la temperatura a la cual el metano, el cual es su componente principal, se convierte a forma líquida Cuando se extraen cantidades de gas natural de un yacimiento, este debe ser tratado para eliminar impurezas que llevan para poder licuarlo. Algunos de estos elementos son: -.El helio es un gas que además de tener un gran valor económico, puede crear problemática en el momento del proceso de licuado. -. Azuf

Introducción Los campos “La Vela” y “Cumarebo” en el Occidente de Venezuela presentan diferentes retos de perforación. En la sección superficial e los pozos perforados en estos campos, existe la presencia de gas superficial en combinación con formaciones con presiones de poros bajas, ocasionando un riesgo permanente de problemas de control de pozos. Históricamente, las características de estas formaciones han ocasionado innumerables e indeseables eventos, resultando en pérdidas sustanciales, en adición a la limitación en cuanto a la producción potencial del campo. Background Los campos “La Vela” y “Cumarebo” están ubicados a lo largo de las costas del Mar Caribe en Venezuela, a 800 Km de la ciudad de Caracas. El área está caracterizada por una secuencia de estratigráfica desde el Eoceno hasta el Mioceno, las cuales incluyen formaciones intercaladas de Lutita y Caliza. La sección de interés esta formada por la formación “La Vela” de la era del Plio-Pleistoceno con una dureza (UCS) que o

Entre las herramientas mas usadas por el ingeniero en el campo de la estadística se encuentra el histograma, el ajuste lineal y la generación de números pseudoaleatorios. Histograma: es el gráfico estadístico que se utiliza para representar una serie datos continuos cuando vienen agrupados en intervalos. Sobre cada uno de estos intervalos se levanta una franja tan ancha como el intervalo y de forma que su área sea proporcional a su frecuencia. En el eje vertical se representan las frecuencias, y en el eje horizontal los valores de las variables, señalando las marcas de clase, es decir, la mitad del intervalo en el que están agrupados los datos. Normalmente se construye de forma que el área de cada franja sea igual a la correspondiente frecuencia relativa. Así el área total limitada por el histograma es igual a 1. Ajuste lineal: Es un método estadístico que permite transformar una distribución de dos variables (una dependiente y una independiente) en una expresión analítica de la form

El cálculo de reservas de hidrocarburos ha sido desde un principio uno de los principales problemas que ha tenido el ingeniero de yacimiento, esto se debe al inmenso número de variables aleatorias que posee cada sistema yacimiento como por ejemplo: porosidad, saturación, permeabilidad, presión, temperatura, entre otros. La labor entonces del ingeniero en petróleo es obtener mediante la implementación métodos numéricos avanzados, un valor aproximado de la cantidad de petróleo extraible en determinado volumen de control. La estadística ha jugado gran importancia en todas las áreas de la ingeniería, esto se debe primordialmente a las toma de decisiones que realiza el ingeniero, decisiones que son influenciadas por una cierta cantidad de datos y variables proporcionadas por esta ciencia aplicada. En artículos anteriores se describió como Havlena-Odeh descubrieron un método que permitía determinar el petróleo original en sitio de un yacimiento determinado mediante la linealización de unos

La compañía Baker Hughes organizó una nueva edición de su foro internacional a la que asistieron 160 participantes representantes de Pdvsa, PEMEX, Petroecuador, Andes Petroleum y Petrocolombia, quienes se reunieron en la isla de Margarita, en Venezuela para analizar y discutir sobre las teorías que rigen las nuevas tecnologías desarrolladas por Baker Hughes, así como los resultados de la aplicación de estas en áreas tales como: Operaciones costa afuera, yacimientos fracturados, tratamiento de fluidos, métodos de recuperación secundaria entre otros. Este foro estuvo conformado por 44 charlas técnicas sobre temas teóricos y prácticos a cargo de especialistas en cada una de las áreas a tratar, a estas les siguió un ciclo de charlas magistrales enfocadas en: “Plan siembra petrolera 2009-2013” de Pdvsa, “Proyecto Socialista Orinoco”y “Pdvsa EyP costafuera”. A continuación se realiza una breve descripción de los temas tratados en las principales charlas técnicas realizadas: Baker Atlas

Para determinar la composición de los fluidos, se toma una muestra del fluido en el yacimiento que sea representativa, sin embargo estas muestras no son siempre muy representativas, por ejemplo cuando se toman de yacimientos de gas condensados. Las muestras de superficie son fáciles de obtener ya que se recolectan muestras de líquido y gas desde separadores de prueba o de producción. Estas dos muestras son recombinadas en un laboratorio. Algunos problemas potenciales que pueden existir son la recombinación de gas y líquido en una relación incorrecta, cambios en las condiciones de producción existentes antes o durante la extracción de las muestras y la mezcla de fluidos con diferentes propiedades. Si cuando se toman las muestras de superficie el contenido de líquido es relativamente bajo y existe una pérdida de este líquido en los tubulares o en los separadores de producción, puede que la muestra de condensado resulte no representativa. Las muestras de los fluidos en los yacimientos de

En Venezuela se conoce que existen grandes acumulaciones de petróleo y gas, pero también existe la interrogante que si el gas que tiene Venezuela es abundante, esta cantidad depende de ciertos elementos, pero lo realmente importante es la materialización en producción y disponibilidad para el mercado. Por otra parte se conoce que en este país la mayor parte de las reservas probadas de gas están asociadas con petróleo, es decir, la producción y la disponibilidad del gas depende de la rata de extracción de petróleo, por esta razón el consumo del mismo se ve afectado. Se conoce que la mayor parte de las reservas de gas no asociado se encuentra en costa afuera, esto implica muchos riesgos y altos costos para la exploración y producción del mismo. (GRAFICO 1) Las características de la mezcla y los resultados de las pruebas iniciales efectuadas son la base de la definición del gas no asociado. Desde hace aproximadamente diez años, se estableció una política de exploración y desarrollo del ga

Continuando con el tema de predicción, el primer método numérico diseñado predecir el valor de Np y Gp fue diseñado por Shilthuis, quien en 1941 desarrolló por primera vez la EBM. Las consideraciones del método de Schilthuis son: - El yacimiento es volumétrico, es decir que su volumen es constante. En otras palabras expresa que no existe entrada de agua al yacimiento. We=0. - El yacimiento se encuentra saturado, adicionalmente, su presión inicial es muy cercana a la presión del punto de burbuja, tanto que la presión inicial puede considerarse como la presión en el punto de burbuja. Lo que indica la ausencia de una capa de gas. m=0. El yacimiento entonces posee solo empuje por gas disuelto. La ecuación de balance de materiales se convierte en: N = [Np*βo + (Gp − Np*Rs)*βg]/ [(βo − βoi) + (Rsi − Rs)*βg] Predecir el comportamiento de un yacimiento de petróleo consiste en el estudio efectivo de éste, en donde se estiman condiciones futuras para cierto instante. Algunas veces, éstas condici

Para este artículo se discutirá aspectos relacionados a la predicción del comportamiento del yacimiento en el tiempo y como se ve afectado la producción de hidrocarburos. Se entiende por predicción como un análisis racional basado en métodos científicos o por conjeturas de algo que ha de suceder. Cuando el concepto de predicción es enfocado a yacimientos de hidrocarburos lo definimos entonces como un pronóstico basado en desarrollos matemáticos que permitirán anunciar con un nivel de certeza, la cantidad de hidrocarburo que se podrá producir para un tiempo especifico. La predicción del comportamiento de un yacimiento en función del tiempo puede fragmentarse en tres fases primordiales: -Comportamiento del yacimiento: Esta fase requiere del uso de la ecuación de balance de materiales de una manera predictiva, cuyo objetivo sería estimar la producción acumulada de hidrocarburos y la relación gas – petróleo instantánea en función de la declinación de presión del yacimiento. -Comportamient

El pasado martes 10 de Noviembre tuvo lugar en la escuela de petróleo de la facultad de ingeniería de la UCV una charla sobre la geomecánica aplicada a la ingeniería de yacimientos, realizada por el ing. Gildardo Ozorio, en esta el ponente relató como anteriormente la geomecánica se encontraba totalmente separada de la ingeniería de yacimientos, pues esta última establece como parámetro que las rocas son indeformables con la finalidad de simplificar los estudios realizados y los modelos matemáticos aplicados. Este modelo se ha mantenido y ha sido aplicado durante mucho tiempo generando resultados bastante aproximados a la realidad, por lo que era y es aceptado en la industria petrolera como “correcto”, esto hasta que se llevaron a cabo distintos estudios y perforaciones en el pie de monte colombiano, una vez que se realizaba la perforación y se comenzaba la producción del pozo este se “inundaba de agua”, lo que hacía imposible continuar con este proceso. Luego de realizar un sinfín de

CARACTERÍSTICAS DEL MÉTODO VOLUMÉTRICO G=43560 x Porosidad x Vtotal x (1-Sw) x Bg; El factor volumétrico de formación del gas se calcula usando 14,7 lpca y 60º F como condiciones normales, el gas inicial en el yacimiento también corresponde a estas condiciones. El método volumétrico usa mapas del subsuelo e isópacos basados en información obtenida de registros eléctricos, núcleos y pruebas de formación y producción. El mapa de curvas de nivel o de contorno de subsuelo muestra líneas que conectan puntos de una misma elevación a partir de la parte superior del estrato de referencia o estrato base y por consiguiente muestra la estructura geológica. El mapa isopaco neto muestran líneas que conectan puntos de igual espesor neto de la formación y las líneas individuales se denominan líneas isopacas. El ingeniero de yacimientos emplea estos mapas para determinar el volumen productor bruto (total) del yacimiento. El mapa de contorno se usa

Para poder comprender este método, primeramente es necesario hacer las siguientes suposiciones Imaginarse el yacimiento como una especie de cubo solido donde en su interior existen pequeños espacios vacios denominados poros, los cuales, si sumamos todos estos pequeños espacios vacios (Poros) obtenemos el volumen total que no se encuentra ocupado por la parte solida del cubo y al cual denominamos volumen poroso Entonces a partir de esta suposición, encontramos la definición de porosidad la cual desde el punto de vista de ingeniería y de geología se puede definir como la fracción del volumen total de la roca que no se encuentra ocupado por el esqueleto mineral del mismo. Desde el punto de vista matemático la porosidad viene a ser: Porosidad=Volumen Poroso/volumen Total Con lo que el volumen poroso queda definido matemáticamente como: Volumen Poroso=PorosidadxVolumen total Por otra parte, este volumen poroso es la fracción del volumen total de la roca que se encuentra disponible para al

Las reservas no son más que la cantidad de petróleo que se puede extraer de un yacimiento siendo económicamente rentable, es un concepto ligado intrínsecamente a lo monetario pues en muchos casos hay aumentos en las mismas debido a fluctuaciones del mercado y no debido a nuevos descubrimientos, por ejemplo: Supongamos que se tiene un pozo que produce diez barriles al día y que el precio al que se vende cada uno de estos es de 10 dólares, pero por otro lado el costo de producción por barril asciende a 15 dólares, en este caso no es beneficioso producir de ese pozo pues es más el gasto que genera que la ganancia, por lo que se procede al cierre del mismo hasta que las condiciones del mercado sean las correctas para su producción. En ese momento las reservas disminuyen pues la extracción de ese hidrocarburo no es rentable desde el punto de vista económico. Ahora supongamos que el precio del crudo aumenta a 45 dólares, en ese escenario la producción del pozo antes mencionado si es rentable

Para este artículo aplicaremos el método de la línea recta para yacimientos con características particulares: - Yacimientos volumétricos, con empuje de gas en solución, y compactación del volumen poroso: Para este tipo de yacimiento se debe considerar que el influjo de agua es cero y que es subsaturado, es decir, no hay capa inicial de gas, por lo tanto el termino “m” es cero. La ecuación de la linea recta es: F-We=N* [Eo+ m*Eg + (1+m)*Efw] Las condiciones son: We=0 m=0 Eg=0 La ecuación de la línea recta queda: F =N* [Eo+Efw] Se observa que el eje de las ordenadas viene representado por “F” y el eje de las abscisas por “Eo-Efw”, la pendiente es el petróleo original en sitio “N”. - Yacimientos con empuje hidráulico, con empuje de gas en solución, y compactación del volumen poroso: Para este tipo de yacimiento se debe considerar que es subsaturado, es decir, no hay capa inicial de gas y por lo tanto el termino “m” es cero. La ecuación de la linea recta es: F-We=N* [Eo+ m*Eg + (1+m)*Efw]

En artículos anteriores conversamos aspectos relacionados al desarrollo de la ecuación de balance de materiales. Este artículo se basará en un método que permitirá, mediante tablas de datos, obtener el valor de Petróleo original en sitio (N) y Relación Gas de la capa de gas y volumen de petróleo original en yacimiento (m) y el influjo de agua (We). En 1963 D. Havlena y A.S. Odeh, publicaron un articulo titulado “The material balance as an equation of a straight line”. En este artículo los autores diseñaron un método grafico que permite facilitar los cálculos de la ecuación de balance de materiales. El método consiste en agrupar términos de la EBM dependiendo del mecanismo principal de empuje, para luego graficar un conjunto de términos en función de otros, si el mecanismo de empuje seleccionado es el correcto, se obtiene una relación lineal entre las variables graficadas. Esto permite la estimación de los parámetros N, m, y/o We. Con los que se podría dotar sentido dinámico a la EBM. T

Uno de los métodos de levantamiento artificial más utilizado en la industria petrolera es la inyección de gas, también conocido como LAG (levantamiento artificial por gas). Este consiste como su nombre lo indica en inyectar gas a alta presión en la tubería del pozo, ya sea de manera continua para aligerar la columna hidrostática en la tubería de producción (flujo continuo), o a intervalos regulares para desplazar los fluidos hacia la superficie en forma de tapones de líquidos (flujo intermitente). ¿Cómo actúa el LAG? El gas inyectado hace que el fluido llegue a la superficie debido a la acción de alguno de los siguientes mecanismos o a la combinación de los mismos: a) Reducción de la presión que ejerce el fluido en la tubería de producción frente a la formación, mediante la disminución de su densidad. b) Expansión del gas inyectado. c) Desplazamiento del fluido por alta presión del gas. ¿Qué objetivos se persiguen mediante la a