Yacimientos de Gas

El primer campo venezolano importante de petróleo pesado, Mene Grande, se descubrió en 1914. Las areniscas someras que se encuentran a 168 m [550 pies] de profundidad, produjeron petróleo de 10.5°API, con regímenes de hasta 42 m3/d/pozo [264 B/D] por pozo. Venezuela posee muchas acumulaciones de petróleo pesado, siendo el más la importante la de la Faja Petrolífera del Orinoco. Un pozo descubridor del año 1935 produjo crudo de 7°API a razón de 40 B/D, pero la Faja no se estudió en detalle hasta 1968. Estos estudios condujeron a Petróleos de Venezuela S.A (PDVSA) a realizar una importante campaña de cinco años, durante la cual se evaluaron varias técnicas de producción en frío y caliente. Se comprobó que las propiedades del yacimiento eran típicas de areniscas someras, no consolidadas de petróleo pesado. A fines de la década de 1980, el costo de calentamiento no favoreció la viabilidad comercial de desarrollar la Faja. Sin embargo, años más tarde, varios factores se combinaron para mejo

Desde la aparición del método SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage), Drenaje Gravitacional asistido por vapor, han sido muchas las técnicas de recuperación térmica que se han desarrollado tomando como base este famoso método. El ciéntifico canadiense Roger Butler quizás nunca imaginó que su idea sería la piedra angular de muchos otros métodos y técnicas que aspiran poder conseguir el mayor factor de recobro de un yacimiento de crudo pesado o extra-pesado. La idea de Butler es muy simple: perforar dos pozos horizontales en un mismo plano uno encima del otro. El pozo superior tendrá la función de inyectar vapor mientras que el inferior, producir petróleo. Al igual que todos los métodos de recuperación térmica, el vapor genera un aumento de temperatura en el crudo lo que a su vez origina una disminución en su viscosidad y un incremento en su factor de movilidad. Un crudo menos viscoso y más rápido a la hora de moverse a través de los poros de la roca podrá entonces descender debido al ef

En el uso de la ley de Darcy para definir el flujo de un fluido en un medio poroso es a menudo encontrado que sistemas de flujos complejos hace una solución prácticamente imposible. En el análisis de la ley de Darcy es encontrado que esta es comparable con la ley de Ohm para la conductividad de la corriente eléctrica y la ecuación de Fourier para la conducción de calor en un solido. Ley de Ohm, comúnmente escrita como: I = E/r Donde: I = corriente, Amper. E = caída de voltaje, Voltios. r = resistencia del circuito, ohms. Pero: r = ρ(L/A) ó r = L/ σA Donde: ρ= resistividad, ohm-m- σ= 1/ρ = conductividad- L = longitud del camino de flujo, cm. A = área de la sección transversal del conductor, cm2. Así: I = AE / ρL Comparando con la ley de Darcy para un sistema lineal. Q = (k/µ) A (∆P/L) Se puede notar que: [Q ~ I] [(k/µ) ~ 1/ρ = σ (∆P/L) ~ E/L ] Usando la analogía entre fluido y sistemas eléctricos, es posible obtener soluciones de redes de flujo- fluido por el uso de redes eléctricas. As

En yacimientos naturalmente fracturados normalmente la matriz (porosidad intergranular) tiene baja permeabilidad y contiene la mayor parte de los fluidos (96 – 99 % de crudo). Aunque estas fracturas contienen muy poco crudo, generalmente menor del 4 % del total, ellas juegan un papel importante en las ratas de flujo. La presencia de fracturas es común en rocas sedimentarias y se forman por tectonismo o reorientación del campo de esfuerzos. El significado del las fracturas como medios para permitir el paso de fluidos se puede evaluar considerando una fractura simple extendida cierta distancia dentro de la roca, ver Fig. 2.8.a, usando la ecuación de hidrodinámica para flujo a través de placas paralelas: qf = w3h(Δp)/ 12(L)μ Donde: h = altura o espesor de fractura, cm w = ancho de fractura, cm L = Longitud de fractura, cm μ = viscosidad del fluido, poise ΔP = Caída de presión, dinas/cm2 La velocidad de flujo a través de las fracturas es: v = (q/w.h) = (w2 ∆P/ 12Lµ) Si la porosidad de la f

Existen diversos trabajos publicados acerca de los métodos de estimación de reservas de hidrocarburos. La mayoría de los trabajos se enfocan en varios aspectos del tema, que incluyen las leyes y principios fundamentales que gobiernan la extracción de fluidos, la derivación de las ecuaciones con base en la relación entre la cantidad de fluidos producidos y las propiedades del yacimiento, entre otros. Esta sección esta basada en el trabajo realizado por Carlos García (Análisis de errores de presión y PVT sobre las estimaciones de balance de materiales, Tesis de Pregrado, Universidad Central de Venezuela, 2005). Coleman, Wilde y Moore Dentro de los primeros trabajos realizados acerca del tema se encuentra el de Coleman, Wilde y Moore. Su estudio se basó en la declinación de la presión del yacimiento posterior a la producción de petróleo y gas. Presentaron una ecuación que relaciona la presión del yacimiento, la cantidad de petróleo y gas producido, la cantidad de gas en el yacimiento y la

La pérdida de lodo hacia las formaciones se llama pérdida de circulación o pérdida de retornos. Desde el punto de vista histórico, la pérdida de circulación ha sido uno de los factores que más contribuye a los altos costos del lodo. Otros problemas del pozo, como la inestabilidad del pozo, la tubería pegada, e incluso los reventones, son consecuencias de la pérdida de circulación. Además de las ventajas claras que se obtienen al mantener la circulación, la necesidad de impedir o remediar las pérdidas de lodo es importante para otros objetivos de la perforación, como la obtención de una evaluación de la formación de buena calidad y el logro de una adherencia eficaz del cemento primario sobre la tubería de revestimiento. La pérdida de circulación puede producirse de una de dos maneras básicas: 1. Invasión o pérdida de lodo hacia las formaciones que son cavernosas, fisuradas, fracturadas o no consolidadas. Las formaciones agotadas de baja presión (generalmente arenas) son similares en lo

Para la solución de la EBM se considera que un yacimiento fracturado puede modelarse utilizando propiedades diferentes para cada medio poroso (matriz y fractura) o con valores promedio para el sistema total, es por eso que se proponen técnicas de solución para cadauna de estas suposiciones. Debido a los arreglos matemáticos realizados, la EBM permite realizar la estimación no solo de los volúmenes de petróleo y gas originales, sino también de la capacidad de almacenamiento relativa de los medios porosos y de la compresibilidad para los sistemas fracturado y total. El modelo en cuenta las siguientes consideraciones: 1. El yacimiento es un sistema isotérmico. 2. El yacimiento está compuesto por: roca naturalmente fracturada, agua producida, petróleo fiscal y gas de superficie. 3. El yacimiento está compuesto de 4 fases: petróleo, gas, agua y roca naturalmente fracturada. 4. El petróleo solo se encuentra en esta fase. 5. El gas existe como fase gaseosa y disuelto en el crudo. 6. El compon

La ecuación de balance de materiales, para cualquier sistema de hidrocarburo, es simplemente un balance de volumen que iguala la producción total a la diferencia entre el volumen inicial de hidrocarburo en el yacimiento y el volumen corriente, en ingeniería de yacimiento de gas, la ecuación es bastante simple y será ahora considerada para los casos separados en el cual no hay influjo de agua en el yacimiento y también cuando hay un significante grado de influjo. Agotamiento de Yacimientos volumétricos. El termino agotamiento volumétrico, o simplemente agotamiento, aplicado para el comportamiento de un yacimiento, significa que como la presión declina, debido a la producción, hay una insignificante cantidad de flujo de agua en el yacimiento procedente del acuífero adjunto. Esto, implica que el acuífero debe ser pequeño. Así el volumen del yacimiento ocupado por el hidrocarburo (HCPV) no disminuirá durante la DEPLETION. Una expresión para el volumen poral del hidrocarburo puede ser obten

Los pozos multilaterales usan drenajes horizontales múltiples desde un pozo primario para reducir el número de pozos necesarios para drenar el reservorio. Los multilaterales requieren pocos cabezales, reduciendo el costo de las terminaciones submarinas y las operaciones de enlace. La tecnología de pozo delgado reduce la perforación, los costos de terminación y producción a través del uso de pozos pequeños. Los pozos horizontales pueden producir de 3 a 5 veces más que los pozos verticales en el mismo área, en casos especiales pueden llegar, como máximo, a producir hasta 20 veces más que los pozos verticales. Los pozos horizontales tienen un costo de 1,2 a 2,5 veces más que los pozos verticales. Podemos tener distintas formas de pozos multilaterales como: 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 reservori

Muchos aspectos influyen en la terminación de pozos costa afuera como lo es la profundidad de las aguas, pero no difieren mucho de la terminacion de pozos en tierra ya sean verticales, desviados y horizontales en cuanto a las sartas de educcion y sus aditamientos. Por lo general en aguas poco profundas, el cabezal de pozo queda sobre una plataforma. Desde el fondo a la superficie del agua y de alli al piso de la plataforma, cuando no hay distancias largas las tuberías de superficie, revestidoras y de educción por lo general llegan a la plataforma. Los separadores se ubican en la plataforma, al igual que los tanques de prueba, de tratamiento o de transferencia, bombas y todos los equipos necesarios para poder mantener la producción del fluido. Cuando la distancia desde la costa es muy amplia, las plataformas poseen  instalaciones que cubren con las necesidades del personal de trabajo. A medida que ha pasado el tiempo, la profundidad de las aguas a ido aumentando porque las operaciones s

· El modelo Pot es el modelo más simple que puede ser utilizado para estimar el influjo de agua a un yacimiento. · Esta basado en la definición básica de compresibilidad. · Una caída de presión en el yacimiento debido a la producción de fluidos, causa que el agua del acuífero se expanda y fluya hacia el yacimiento. · Usualmente se utiliza para acuíferos pequeños, del mismo tamaño del yacimiento. Aplicando a la definición de compresibilidad al acuífero se tiene: We = (Cw+ Cf )Wi (pi − p) Donde: We: influjo de agua acumulado [MMbbl] cw: compresibilidad del agua [psi−1] cf : compresibilidad de la roca [psi−1] Wi: volumen de agua inicial en el acuífero [MMbbl] pi: presión inicial del yacimiento [psi] p: presión actual del yacimiento (en el OWC) [psi] El volumen de agua inicial en un acuífero radial es: Donde: ra: radio del acuífero [ft] ro: radio del yacimiento [ft] h: espesor del acuífero [ft] Φ: porosidad en el acuífero. En el caso que la influencia del acuífero no sea completamente radi