Yacimientos de Gas

Este método se uso inicialmente a comienzos del año 1900, con el fin de mantener la presión en el yacimiento, es decir, aumenta la energía del yacimiento con el fin de desplazar el petróleo, pero suele suceder que al final de la inyección de gas se obtenía un recobro adicional del petróleo donde la presión del yacimiento iba disminuyendo de una manera acelerada. Existen ciertos factores que influyen en la cantidad de petróleo que puede recuperarse por inyección de gas como: Propiedades de los fluidos Tipo de empuje Geometría del yacimiento Continuidad de la arena Relieve estructural Propiedades de la roca Temperatura del yacimiento Presión del yacimiento El gas es mucho mas liviano que el petróleo y por lo general se forma una capa artificial de gas, esto es independiente del buzamiento de la formación, es decir, esta capa de gas también puede ser formada en zonas de poco buzamiento. Si se produce en la parte mas baja se podría conservar la energía y tratar de mantener la tasas de pro...

Para este artículo la tarea es desarrollar los parámetros explicados con anterioridad para construir y armar la EBM. En artículos pasados se mencionó que EBM depende del tiempo, es decir, los términos volumétricos varían bajo este parámetro, estos se encargan de caracterizar el comportamiento del yacimiento. Los términos son: - Expansión del petróleo: Es la variación en el volumen de petróleo a condiciones de yacimientos en un delta de tiempo. En t=to el volumen de petróleo a condiciones de yacimientos es N*βoi, mientras que en t=tf es N*βo, por lo tanto la expansión de petróleo es definida como N*(βo -βoi). - Expansión del gas en solución: Es la variación en el volumen de gas disuelto en el petróleo a condiciones de yacimientos en un delta de tiempo. En t=to el volumen de gas disuelto en petróleo a condiciones de yacimientos es N*Rsi*βgi, mientras que en t=tf es N*Rs*βg, por lo tanto la expansión de gas disuelto en el petróleo es definida como N* βg *(Rsi -Rs). - Expansión del petró...

Es importante que antes de leer esta publicación observes la introducción de este tema publicada por mi persona en días pasados, hago referencia a ello debido que la teoría es fundamental para comenzar a trabajar con la EBM. , si es posible lee este artículo varias veces para su mejor entendimiento. Los parámetros con lo que trabajaremos de ahora en adelante son los siguientes: - Petróleo original en sitio (POES) : Volumen inicial de petróleo en sitio a condiciones normales, este término viene expresado en barriles normales [STB]. Lo denotaremos por “N”. Para calcularlo se aplica la ecuación N= 7758 * Vb * Ø * (1-Swi)/ βoi Donde: Vb: Volumen bruto de la roca (expresado en acres-pies). Ø: Porosidad (adimensional). Swi: Saturación de agua irreducible (adimensional). βoi: Factor volumétrico de formación del petróleo (Expresado en barriles de yacimiento por barril a condiciones normales). 7758: Factor de conversión que transforma los acres-pie en barriles de yacimiento. - Gas inicial en l...

Continuando el tema de mecanismos de producción natural es preciso mencionar al mecanismo donde el gas inicial toma papel protagónico, estamos hablando del empuje por capa de gas. Este mecanismo consiste en lo siguiente: El yacimiento tiene una capa de gas inicial localizada por encima del petróleo, por debajo de una trampa y además, se debe contar con una presión en el yacimiento mayor o igual a la presión de burbuja. Es altamente recomendable que el yacimiento presente buena permeabilidad vertical y que la capa de gas posea gran espesor y extensión. A medida que ocurre una reducción de presión el gas se expande originando que ocurra una fuerza de pistón o de empuje del gas desplazando al petróleo y haciendo que el crudo se dirija a una zona de menor presión que en nuestro caso será el pozo productor, este proceso se denomina desplazamiento inmiscible del gas sobre el petróleo. Aquí es donde cobra importancia la necesidad de que exista una extensa capa de gas que alargue la vida de...

Continuando con el tema de mecanismos naturales de producción es importante mencionar al mecanismo en el cual la gravedad es el principal facilitador para que el petróleo se desplace directamente al pozo, estamos hablando de una producción por segregación gravitacional. Todas las sustancias son caracterizadas por su densidad, es decir, aquella relación que involucra a la masa y al volumen que esta ocupe. La densidad es una propiedad intensiva, lo que quiere decir es que no depende de la muestra, es decir, 1 kilogramo de petróleo tendrá la misma densidad que medio kilogramo del mismo. En términos generales lo que es menos denso pesa menos y viceversa, esto quiere decir que en una mezcla de diversas sustancias las más densas se ubicaran por debajo de las menos densas por efecto gravitatorio. En un yacimiento petrolero por lo general existen tres sustancias principales: el petróleo, el gas y el agua. A menos que no se trate de un hidrocarburo bituminoso la densidad del petróleo será mayor...

Acudiendo a la información proporcionada el día jueves 02 de octubre en la clase de yacimientos 2, se pueden mencionar aspectos fundamentales sobre las estrategias que el ingeniero debe emplear para poner a producir un yacimiento una vez perforado el pozo y aplicar métodos para maximizar la producción y alargar la vida productora del pozo. En primer lugar tenemos los llamados mecanismos Naturales. Esto quiere decir que la elevación o la producción del petróleo no tiene una intervención del hombre o por que sencillamente no se modificó las condiciones PVT del yacimiento. Entre estos mecanismos naturales se encuentra el siguiente: Liberación del gas en solución: Cuando tratemos con yacimientos con presiones por encima o igual a la presión de burbujeo y exista una reducción progresiva de presión ocurrirá lo siguiente: El medio poroso donde se encuentra el petróleo se va a comprimir, debido que el menor esfuerzo que podría efectuar la matriz sería en direcc...

Proporciona un desenvolvimiento óptimo del equipo, los recursos y el personal en el sitio del pozo. El pasado mes de mayo la compañía M-I Swaco presentó un novedoso sistema que va a satisfacer las necesidades más exigentes en un creciente mercado relacionado con la perforación con tubería enrollada (coiled-tubing). Este sistema patentado como Pressure & Fluid Management System (PFMS) ofrece control automático, seguro y exacto para presiones y fluidos. Gracias a su diseño modular este sistema permite contabilizar puntos específicos para la remoción de fluidos de perforación que se encuentren contaminados. El sistema comprende cuatro secciones: remoción de gas, control de presión, remoción de residuos y tanque para sistema de manejo de fluidos. Estos componentes suministran un óptimo desempeño en el área de perforación mientras se reducen los costos y se mejora notablemente la seguridad. El PFMS necesita poco espacio de trabajo, el sistema es idóneo para proyectos convencionales de...

Aumenta la precisión en las mediciones de flujo A finales de agosto del año en curso, la trasnacional Schlumberger lanzó un servicio de muestreo PhaseSampler , capaz de analizar fluidos multifásicos sin que se necesite la separación previa del mismo. El servicio PhaseSampler permite muestras de calidad PVT de fluidos de multiples fases para ser capturados en condiciones mas complicadas, todo directamente desde la tubería de descarga. Estos datos facilitan información a tiempo real al pozo sobre propiedades importantes de los fluidos y ademas pueden ser utilizados en conjunto con el equipo de pruebas PhaseTester con el fin de incrementar la seguridad sobre las mediciones de flujo. Este sistema reduce de manera significativa la incertidumbre durante el proceso de exploración y evaluación, efecto que será en pro del ingeniero aumentando la confianza a la hora de tomar decisiones convenientes. El sistema PhaseSampler realiza numerosas pruebas en gases condensados, aceites pesados, emulsio...