Yacimientos de Gas

Un sistema petrolífero es un sistema natural que comprende un volumen de roca fuente madura de hidrocarburos así como todo el petróleo y gas generado de dicha roca y que está presente en acumulaciones comerciales y no comerciales. Antes de continuar hablando del sistema petrolífero, cabe destacar que según la teoría orgánica, origen de los hidrocarburos está relacionado con las grandes cantidades de compuestos orgánicos. El petróleo y el gas natural se han formado por la transformación de la materia orgánica vegetal y animal, cuya estructura molecular ha sufrido alteraciones por efecto de altas temperaturas, acción de bacterias y microorganismos, altas presiones en el subsuelo y otros agentes a lo largo de millones de años. Esta teoría es la más aceptada actualmente. Fig. 1 Depositación de la materia orgánica. Un sistema petrolífero consta de los siguientes elementos: roca madre, roca reservorio, trampa y roca sello. Roca madre: Es una roca sedimentaria que puede generar acumulacione

Como es conocido, la presión es el motor impulsor de la producción y su medición es esencial para optimizar la recuperación de hidrocarburos; por lo tanto, todo fenómeno relacionado con ella, es de interés en el mundo petrolero. Un fenómeno derivado de esta es el de los yacimientos sobrepresionados o las presiones anormales en los yacimientos. La identificación y estimación del perfil de presión, a lo largo del campo que se desea perforar a través de un pozo, es una de las actividades claves a ser realizada durante la fase de su diseño, ya que esto permite minimizar los riesgos durante la perforación y definir las profundidades de asentamiento de las tuberías de revestimiento, con un menor nivel de incertidumbre, lo cual se traduce en ahorro de tiempo y dinero. Los métodos para la estimación del perfil de presión, antes de la perforación, son obtenidos por datos de registros geofísicos de pozos perforados en las cercanías o de información sísmica, y su evaluación están basados en la

La estimación de las cantidades de crudo y gas originales en sitio, POES Y GOES respectivamente, es realizado a través de la ingeniería de reservas la cual es una rama de la ingeniería de petróleo. Esta se apoya en técnicas probabilísticas y de cálculos matemáticos y físicos con lo cual se ha logrado alcanzar métodos de alta fiabilidad que permiten estimar y predecir los comportamientos del yaciemiento durante la producción y/o incluso antes de ella. Métodos usados para los cálculos de reservas de petróleo : los datos geológicos y físicos de un yacimiento para el momento en que este es descubierto, no son necesariamente conocidos por lo tanto es necesario idear un plan que permita de forma redituable, la explotación del yacimiento teniendo así el mayor margen de recobro posible. Entre los métodos más importantes para estos cálculos son: Método por analogía: este es utilizado principalmente en la etapa exploratoria, cuando se descubren yacimientos de los cuales no se dispone información

La orientación y forma física de un yacimiento pueden influir seriamente en la productividad del mismo. Como se sabe, este es un tema de suma importancia en la industria petrolera y que representa grandes esfuerzos y preocupaciones en ella, de allí, la importancia del tema de la geometría de los yacimientos. En las últimas décadas se ha desarrollado enormemente la búsqueda de yacimientos bajo el mar, los cuales, si bien tienen similares características que los terrestres en cuanto a estructura de las bolsas, presentan muchas mayores dificultades a la hora de su localización y, por añadidura, de su explotación. En la naturaleza se puede presentar una gran variedad de formas, tamaños y orientaciones en los yacimientos. De igual forma es posible tener una combinación de las diferentes geometrías. Estos pueden ser anchos o estrechos, espesos o delgados, grandes o pequeños. Sus configuraciones varían desde una simple forma de lente hasta algunas excesivamente complejas. La mayoría de las ro

A continuación se realiza una breve descripción sobre geología de producción, petrofísica e ingeniería de yacimientos de los reservorios más representativos por región en el país. 1.- Yacimiento: Formación Lagunillas, Campo: Tía Juana. El campo Tía Juana está ubicado entre las ciudades de Cabimas y Lagunillas en la parte septentrional de la costa oriental del Lago de Maracaibo Se encuentra dividido en dos campos: Tía Juana Principal y Tía Juana Este, en los cuales se reparten áreas para 18 proyectos térmicos (17 de inyección alterna de vapor y uno de inyección continua de vapor). Desde el punto de vista del yacimiento, el campo es una acumulación de petróleo pesado (POES mayor de 11.000 MMbn) que cubre una superficie de más de 39.000 acres, donde se han perforado cerca de 2700 pozos, de los cuales más de 1800 todavía se encuentran activos. Geología a) Estructura Estructuralmente, el campo Tía Juana está constituido por un monoclinal de rumbo noroeste-sureste con un buzamiento promedio

El Bloque Camiri está ubicado en la parte media de la faja Subandina meridional e incluye dos lineamientos con interés prospectivo. Al Oeste el prospecto que nos ocupa, Cumandairenda y al Este del bloque, el lineamiento Sararenda se encuentra parcialmente protegido por los contratos de Camiri y Guairuy. Las serranías del Bloque Subandino, tanto al Sur de Bolivia y como del Noroeste Argentino, fueron motivo de estudios geológicos en busca de hidrocarburos desde inicios del siglo pasado. Los pozos más antiguos productores de petróleo en reservorios someros, se remontan a la década de los años 1920 (Yacimientos Bermejo, Sanandita, Camiri, Camatindi, etc.). Recién entre 1980 y 1990 la estatal petrolera YPFB descubrió yacimientos devónicos profundos productores de gas y condensado en los campos Bermejo, San Alberto, en las serranías de Candado y San Antonio respectivamente. El mejor antecedente de producción de Gas de areniscas provenientes de la Formación Huamampampa es el yacimiento San A

La mayoría de los campos petrolíferos descubiertos a nivel mundial corresponden mayormente a gas condensado/petróleo volátil asociados a altas presiones y temperaturas. De allí la importancia de estudiar estos yacimienots aplicando las mejores técnicas de ingeniería para optimizar la recuperación de este recurso no renovable. El paso siguiente al descubrimiento de un yacimiento de hidrocarburos es determinar el estado (gas y/o líquido) en que se encuentra la mezcla en el yacimiento y clasificarlo utilizando criterios termodinámicos de fases y parámetros de caracterización fundamentales como la relación gas-líquido (petróleo o condensado), gravedad API y otros. Cabe destacar que en términos generales, a mayor profundidad de los yacimientos las mezclas de hidrocarburos se encuentran en fase líquida cerca del punto crítico (crudos volátiles de alto encogimiento) o en fase gaseosa (gas condensado, gas húmedo o seco). Los fluidos obtenidos en superficie de estos yacimientos, son el resul

El factor volumétrico del petróleo o factor volumétrico del fluido de la formación, abreviado FVF y símbolo Bo, puede definirse, a cualquier presión, como el volumen en barriles que un barril en condiciones estándar ocupa en la formación (yacimiento), es decir, a la temperatura del yacimiento y con el gas disuelto que puede retener el petróleo a esa presión. Debido a que la temperatura y el gas disuelto aumentan el volumen del petróleo fiscal, este factor será siempre mayor que la unidad. Cuando todo el gas presente esta disuelto en el petroelo, es decir, a la presión del punto de burbujeo, un aumento adicional en la presión reduce el volumen en proporción de la comprensibilidad del líquido. Como ya se mención anteriormente, los factores volumétricos dependen del proceso de liberación del gas, el cual será estudiado en el tema de datos PVT. Factor volumétrico total, de dos fases o bifásico, Bt, definido como el volumen en barriles que ocupa un barril fiscal junto con su volumen inici

La solubilidad del gas en el petróleo crudo depende de: a) Presión b) Temperatura c) Composición del gas y del petróleo. Para un mismo gas y petróleo tenemos: Para una temperatura constante: la cantidad de gas en solución aumenta conforme se incrementa la presión. Para una presión constante: la cantidad de gas en solución disminuye a medida que la temperatura aumenta Para determinada presión y temperatura: la cantidad de gas en solución aumenta a medida que las composiciones del gas y del petróleo se asemejan, es decir, es mayor en gases de alta y en petróleos de baja gravedad especifica, o sea, en petróleos de alta gravedad API. Acotación: El gas es infinitamente soluble en el petróleo, la cantidad de gas esta solamente limitada por la presión o por la cantidad de gas disponible. Estado saturado y subsaturado del petróleo Se dice que un petróleo crudo esta saturado con gas a cualquier presión y temperatura si al reducir ligeramente la presión se libera gas de la solución. Inversame

Los fluidos encontrados en yacimientos petrolíferos son esencialmente mezclas complejas de compuestos de hidrocarburos, que contienen con frecuencia impurezas como nitrógeno, dióxido de carbono y sulfuro de hidrogeno. La composición del petróleo fiscal(condiciones estándar) es completamente diferente a su composición a condiciones del yacimiento, debido principalmente a la liberación de la mayor parte del metano y etano en solución y a la vaporización de fracciones de propano, butano y pentano a medida que la presión disminuye al pasar de condiciones del yacimiento a condiciones atmosféricas normales. Por lo tanto, para obtener la información de los fluidos presentes en el yacimiento es necesario realizar alguno o los dos siguientes procedimientos para obtener muestras de fluido de yacimiento: 1. Con equipo especial de muestreo que se baja dentro del pozo 2. Tomando muestras de gas y petróleo en la superficie y mezclándolas en las debidas proporciones de acuerdo con la razón gas-petról

Entre otros tipos de pruebas para el análisis de presiones se encuentran las siguientes: *Pruebas de arrastre: Se realizan haciendo producir un pozo a tasa constante y registrando la presión como función del tiempo. Gráfico que representa el historial de producción: Gráfico que representa el historial de presión: Alcances de la prueba de arrastre: -Estimar la permeabilidad del yacimiento. -Determinar la presencia de daño. -Estimar la geometría del yacimiento. *Pruebas de tasa de flujo múltiple: Son pruebas que se realizan a tasa de flujo variable, midiendo la presión por períodos estabilizados de flujo. Estas pruebas son útiles en la determinación del índice de productividad del pozo y para hacer un análisis nodal del mismo *Pruebas de flujo de dos tasas: Se realizan en pozos que han tenido problemas durante las pruebas de restauración (distribución de fases en la tubería) o cuando el cierre de producción no es posible. Consiste en medir la presión antes del cambio en la tasa de flujo

Una prueba de presión es una herramienta estándar para la caracterización del sistema pozo-yacimiento, ya que los cambios en la producción ocasionan disturbios de presión en el pozo y en su área de drenaje. Esta respuesta de presión depende de las características propias de cada yacimiento. Las propiedades del yacimiento son determinadas por las pruebas de pozos, usando mediciones de dos variables, tasa de producción y presión del mismo. Se introduce un disturbio o perturbación en el yacimiento, cambiando una de las dos variables (generalmente la tasa de flujo) y se registran sus efectos sobre la otra variable (presión). La forma característica del comportamiento de la presión en función del tiempo refleja las propiedades del yacimiento. Las pruebas de presiones sirven para: Obtener características y/o propiedades del yacimiento, como lo son: - Presión estática del yacimiento. - Permeabilidad. Estimar parámetros adicionales de flujo, tales como: - Comunicación entre pozos. - Límites

La RMN es un método espectrométrico de análisis no destructivo, que se basa en la respuesta de los núcleos de hidrógeno cuando son expuestos a un campo magnético de alta homogeneidad (idealmente, ya que existen campos heterogéneos por diversas causas). Principio de la RMN Si un núcleo de un elemento se coloca bajo el efecto de un campo magnético, este se puede alinear en la misma dirección del campo o en contra de él, diferenciándose dos estados de energía, en donde el nivel de baja energía también es denominado estado de equilibrio. Debido a que la diferencia entre ambos estados de equilibrio es muy pequeña, ciertas perturbaciones hacen que los átomos cambien fácilmente de un estado de energía a otro (se crea una situación de resonancia), emitiendo cierta cantidad de radiación en este proceso, siendo estas ondas lo que se capta en una herramienta de resonancia magnética nuclear lo cual constituye el principio físico de su funcionamiento, sin embargo la mayoría de los elementos genera

Desde muy temprano la compresibilidad y/o la compactación de los sedimentos llamaron la atención de varios investigadores: Trask (1931), Boset y Reed (1935), Carpenter y Spencer (1940), Geerstma (1957), Finol y Farouq Ali (1975). La compactación mecánica es una de las propiedades más importante de la roca desde el punto de vista de producción del yacimiento; esta se define como la reducción del volumen total de los sedimentos como resultado de esfuerzos de compresión originados por el peso de los sedimentos suprayacentes. Generalmente, cuando ocurre la compactación de un yacimiento se añade una fuente importante de energía para la explotación de los hidrocarburos en sitio. La reducción del espesor del yacimiento productor es atribuible a la elasticidad de la roca porosa, en la cual por compresibilidad se reduce el volumen de poros al disminuir la presión de los fluidos remanentes allí existentes. También es importante apreciar que, dependiendo de la resistencia de la roca recipiente