Yacimientos de Gas Condensado

- Métodos directos: Son aquellos en el cual su principal objetivo es la determinación del coeficiente de permeabilidad, se pueden dividir en: a) Ensayos de laboratorio: Métodos realizados por medio de permeámetros. Permametro ruska: Sirve para realizar medidas de permeabilidad absoluta de secciones de núcleos consolidadas, forzando un gas de viscosidad conocida a través de una muestra de sección y longitud conocidas. Permeámetro de carga constante: para determinar permeabilidades en suelo de alta permeabilidad; tales como arenas y gravas. Requiere una gran caudal de agua para obtener resultados precisos. Permeámetro de carga variable : para determinar los suelos de mediana a baja permeabilidad; tales como limo y arcillas. b) Ensayos de campo: Basados en principios de los ensayos de carga constante y variable, lo que quesera que en suelos de muy baja permeabilidad se induzcan errores por efecto de la temperatura y evaporación. - Métodos indirectos: Es aquel que tiene como finalid

Clasificación de los yacimientos fracturados Los efectos de las fracturas pueden cambiar a lo largo de la vida productiva del yacimiento como las presiones y los tipos de fluidos cambian durante las etapas de recuperación primaria y secundaria. Las fracturas no siempre conducen fluidos, a menudo constituyen barrera para el fluido. Loas yacimientos fracturas se clasifican en base a la interacción existente entre las contribuciones de porosidad y permeabilidad relativas tanto del sistema de matriz. Tipo 1 , las fracturas proveen tanto los elementos de porosidad como los elementos de permeabilidad. Tipo 2 , poseen baja porosidad y baja permeabilidad en la matriz y las fracturas proveen la permeabilidad esencial para la productividad. Tipo 3, poseen alta porosidad y pueden producir sin fracturas, de manera que las fracturas en estos yacimientos proveen permeabilidad adicional. Loas yacimientos tipo M , poseen alto porosidad y permeabilidad abierta pueden mejorar la permeabilidad, las fra

La investigación de las fractura naturales deberían iniciarse durante la etapa de explotación, el estado de los esfuerzos es importante en los yacimientos naturalmente fracturados (NFR) por que determina en gran medida sin las fracturas están abiertas para conducir los fluidos de yacimiento. El fracturamiento hidráulicos; tratamientos que constituyen el método de estimulación primaria para los yacimientos NFR. Una fuente de información valiosa son las pruebas de formación efectuadas a través de la columna de perforación, las pruebas de flujo inicial, y las pruebas de incremento y caída de presión. Las fracturas naturalmente abiertas pueden producir problemas de pérdida de circulación, pérdida de costosos fluidos de perforación, y las pérdidas de pozos. Las claves para encarar problemas de pérdida de circulación serios y recurrentes son la planeación por pérdidas potenciales, la definición del objetivo y la disponibilidad de los equipos y materiales necesarios cuando suceden los pro

http://www.youtube.com/watch?v=pN_hgUQdN0Y Water Flooding Se utiliza principalmente como una técnica de recuperación secundaria, donde el principal mecanismo empleado para producir el petróleo (gas disuelto) se agote. El agua se recupera y se inyecta en el depósito, desplazando el petroleo hacia la zona de producción del pozo. Debido al limitado gas disuelto en la solución, se utilizan bombas para llevar el petroleo a la superficie. Chemical flooding Un término general para los procesos que utilizan la inyección de soluciones químicas especiales. Micelares, alcalinos y como jabón, sustancias que se utilizan para reducir la tensión superficial entre el petroleo y el agua en el yacimiento, mientras que los polímeros como poliacrilamida o polisacárido se emplean para mejorar la eficiencia de barrido. Las soluciones químicas son bombeadas a través de pozos de inyección especialmente distribuidos para movilizar al petróleo después de la recuperación primaria o secundaria. Inundaciones quími

Tal como se utiliza hoy en la industria de petróleo y gas fue desarrollado por primera vez en los Estados Unidos en 1948. Se utilizó por primera vez comercialmente en 1949, y debido a su éxito en el aumento de la producción de los pozos de petróleo fue rápidamente aprobado, y ahora es utilizado en miles de pozos petroleros y de gas al año. La primera utilización industrial de fracturamiento hidráulico fue en 1903.  Método   Cuando se aplica a la estimulación de pozos de inyección de agua, o petróleo / gas, el objetivo de fracturamiento hidráulico es aumentar la cantidad de exposición a un pozo en torno a la formación y ofrecer un canal de conductores a través del cual el líquido pueda fluir fácilmente hacia el pozo. Una fractura hidráulica se forma bombeando un liquido de fractura en el agujero, en una tasa que sea suficiente para aumentar la presión del pozo a un valor en exceso del gradiente de fractura de la formación. La presión hace que la formacion se agrietarse, lo que permite q

Método de la capa de gas Con este método podemos calcular los valores de m y N simultáneamente, para ello basándonos en un modelo ideal suponemos valores de m entre 0,2 y 1,5. Con ellos calculamos diversos valores N y graficamos [(F −We)/Eo] en función de [Eg/Eo] se obtiene una línea recta cuya intercepción con el eje Y es N, y la pendiente es mN. En el caso que no exista influjo de agua (We=0) se grafica [(F/Eo)] vs [(Eg/Eo)] Si no existe capa de gas, el grafico resultante es una línea horizontal con intercepción en el eje Y, la cual es N . Si todos los mecanismos de empuje se encuentran activos la gráfica es: [(F −We)/(Eo + Efw)] vs [(Eg + Efw)/(Eo + Efw)] Método del Acuífero Con este método se calcula N , colocando como restricción que m (pendiente) debe ser igual a 1. Si existen valores erróneos para términos relacionados con el influjo de agua (We), se obtendrá un comportamiento alejado a una línea recta. Específicamente se We es demasiado grande, es tendencia es hacia

Los principales métodos de resolución de la ecuación de balance de materiales son métodos gráficos que permiten calcular las variables desconocidas : m las cual es la relación entre el volumen inicial de gas en la capa de gas y el volumen inicial de petróleo mas gas disuelto en la zona de petróleo (parámetro adimensional); y N volumen inicial de petróleo en sitio a condiciones normales [MMSTB]; con base en los datos de producción, PVT, influjo de agua, partiendo de la ecuación lineal de balance de materiales. La ecuación de balance de materiales en su forma general es: F = N [Eo + mEg + (1 + m)Efw] +We F = NEt +We En la cual es lado izquierdo representa el vaciamiento mientras que del lado se encuentran la expansión de la zona de petróleo y gas libre más la expansión de la roca y agua connata más el influjo de agua. Como métodos de resolución de la EBM tenemos: - Método F vs. Et. - Método de la capa de gas (F/Eo vs. Eg/Eo) - Método del acuífero (F/Et vs. We/Et) Método F vs. Et. En est

Contacto original agua/petróleo (WOC).- Es la menor elevación en el reservorio donde se produce 100 % de agua. En el contacto agua/petróleo existirá un valor de presión capilar PCT que es la presión umbral (Threshold). Presion umbral;presión mínima requerida por un fluido no humectante para penetrar en los poror má grandes de un medio poroso saturado 100% con un fluido humectante. Note por lo tanto que en el contacto original agua/petróleo la producción de agua es 100% pero la presión capilar no es cero. Nivel de agua libre (FWL).- Este es el nivel al cual la saturación de agua es 100% y la presión capilar es cero. El nivel de agua libre puede ser considerado como un contacto agua/petróleo en el pozo (donde no existe medio poroso). Se debe notar cuidadosamente que el nivel de agua libre corresponde a Pc = 0 y que todas las presiones capilares o elevaciones capilares son medidas a partir del nivel de agua libre y no del contacto original agua/petróleo. Zona de transición agua/petról

Son rocas de grano fino con abundante materia orgánica (hasta un 25%). Esta sedimentitas pueden ser silicoclásticas (lutitas, fangositas), carbonáticas (micritas) o de mezcla (margas). La materia orgánica está constituida esencialmente por kerógeno (80%) acompañado por bitumen (20%). El kerógeno es una sustancia insoluble precursora del petróleo, ya que constituye el 80% al 90% de la materia orgánica de las rocas políticas y carbonáticas organógenas. Parte de la materia orgánica que se encuentra en los sedimento es una sustancia soluble en solventes orgánicos a la que se denomina bitumen. El kerógeno es detrítico orgánico macerado que se compone de restos de algas, esporas, polen, resinas y ceras. Se reconocen los siguientes tipos de kerógeno: Tipo I: provisto por algas y común en lutitas petrolíferas. En las lutitas petrolíferas el material orgánico puede ser extraído por calentamiento de unos 50°C (destilación). Tipo II: provisto por fotoplancton, zooplancton y bacterias en ambient

El Empuje por capa de gas, (en inglés gas-cap drive). Se produce cuando el gas acumulado que se encuentra por encima del petróleo e inmediatamente debajo del techo de la trampa genera un empuje sobre el petróleo hacia los pozos.  Para este tipo de reservorios se considera que la presión inicial del reservorio es exactamente igual a la presión del punto de burbuja. Esto ocurre debido a que en el transcurso del tiempo geológico, debe existir el equilibrio entre el petróleo y el gas.   Con la capa de gas, el petróleo está manteniendo la máxima cantidad de gas en solución. A medida que la presión del reservorio se reduce (por efecto de la producción), la capa de gas se expande causando un desplazamiento inmiscible del petróleo. La eficiencia de recuperación promedio para un reservorio con capa de gas es del orden de 20 a 40 % del petróleo original en sitio. Las características de reservorio que originan que la expansión de una capa de gas recupere más petróleo son: (a) Baja viscosidad del

Estos videos, son un documental de HISTORY CHANNEL, que muestra los comienzos del petróleo a nivel internacional. Muy Interesante!

Resumen de Ponencia 3er Congreso Latinoamericano De Calidad En La Industria Del Petróleo Y Del Gas Autor: Carlos Canel Calidad y Desarrollo Para definir la calidad de un desarrollo, en la fabricación de un producto puede hacerse un seguimiento paso a paso, y al final del proceso. En una planta de tratamiento o refinería se pueden controlar los distintos procesos y los productos finales. Y en el desarrollo de un yacimiento se pueden cotejar los pronósticos de producción con lo producido. Pronostico de comportamiento del campo • Evolución de la producción de fluidos • Evolución de la historia de presiones – Evolución de las reservas • Inversiones • Pozos • Instalaciones de superficie • Plantas de tratamiento • Compresión ¿De qué depende un buen pronostico? • Calidad de los datos iníciales • Herramienta de pronostico utilizada • Monitoreo y ajuste • Grupo de trabajo Datos iníciales del desarrollo • Volumen original in situ Este volumen condiciona la relación entre la producción acumula

Los yacimientos de gas condensado se pueden clasificar de acuerdo a su comportamiento físico en: 1.Yacimientos Subsaturados: Son aquellos yacimiento cuya presión inicial es mayor que la de rocío. La mezcla se encuentra inicialmente en fase gaseosa con deficiencia de líquido en solución. Durante el agotamiento de presión, la composición del gas condensado permanece constante hasta alcanzar la presión de rocío, lo mismo la relación gas condensado en superficie. 2.Yacimientos Saturados: La presión inicial es igual a la presión de rocío. La mezcla se encuentra inicialmente en fase gaseosa en equilibrio con una cantidad infinitesimal de líquido. Tan pronto disminuye la presión del yacimiento ocurre formación de líquido en el mismo, a este líquido se le llama condensado retrógrado. 3.Yacimiento de Gas Condensado con Condensación Retrógrada en el yacimiento: Estos yacimientos se caracterizan por la formación de condensado retrógrado en el yacimiento al caer la presión por debajo de la pres

Problemas asociados a la explotación de Yacimientos de Gas Condensado Debido a las características particulares de los yacimientos de gas condensado, Gonzalo Rojas en su publicación Ingeniería de Yacimientos de Gas Condensado expone tres aspectos fundamentales: 1. Acumulación de líquido en el pozo La acumulación de agua, bien sea proveniente de la que se produce conjuntamente con el gas o por condensación de hidrocarburos, afecta negativamente la producción de gas, ya que al gas no tener la suficiente energía para desplazar las moléculas de agua a la superficie, éstas se van acumulando progresivamente en el fondo y así la presión que ejerce el agua de manera adicional a la formación disminuye la capacidad de producir dicho yacimiento. Por tanto, se deben aplicar métodos artificiales para ayudar al gas a levantar el líquido. Fuente: Rojas, G "Ingeniería de Yacimientos de Gas Condensado"

Los yacimientos de gas natural se definen por la ubicación de la presión y la temperatura inicial en un diagrama de presión-temperatura se subdividen en yacimientos de gas seco, gas húmedo y gas condensado. Fases de la industria del gas  1.- Producción . Consiste en llevar el gas desde los yacimientos del subsuelo hasta la superficie, a través de pozos productores. En el subsuelo, el gas se encuentra disuelto o en la capa de gas en los yacimientos de condensado –“Gas Asociado”- y en yacimientos de gas libre –“Gas No Asociado”-. 2.- Separación. Una vez en la superficie, el gas natural es sometido a un proceso de separación de líquidos (petróleo, condensado y agua) en recipientes metálicos a presión llamados separadores. Cuando se trata de gas libre, no asociado con el petróleo, este proceso no es necesario, y el gas va directamente al siguiente paso. 3.- Tratamiento. Es un paso previo a la fase de procesamiento, para eliminar las impurezas que trae el gas natural, como agua, dióxido d

3.- Método de imbibición: Este método consiste en sumergir un medio poroso completamente en un fluido humectante en vacío durante suficiente tiempo para causar que el fluido humectante penetre en todos los poros. La muestra es pesada antes y después de la imbibición. Estos dos pesos junto con la densidad del fluido permiten la determinación del volumen de poro. Cuando la muestra está completamente saturada con el líquido humectante da directamente el valor del volumen de la muestra. Desde el volumen de la muestra y el poro, la porosidad puede ser directamente determinada. La Imbibición si es hecha con suficiente cuidado, será el mejor valor de la porosidad efectiva. 4.- Método de inyección de mercurio: El volumen de la muestra es determinado por la inmersión de la muestra en mercurio. Después de evacuar la muestra la presión hidrostática del mercurio es la cámara contendiendo la muestra y el mercurio, se incrementa a altos niveles. Como resultado el mercurio penetrará en el espacio

Existen varios métodos para determinar la porosidad, los cuales fueron subdivididos por Collins (1961) y Scheidegger (1974) en las siguientes categorías: 1.- Método directo : Este método consiste en la medición del volumen de una muestra porosa y entonces de alguna manera destruye los huecos y mide sólo el sólido. Este método comprende la utilización del porosímetro de Helio. - El porosímetro de Helio: Es un instrumento medidor de volúmenes que puede ser usado para determinar el volumen de granos o el volumen poroso de la muestra. Su funcionamiento está basado en la Ley de Boyle, donde un volumen conocido de helio (contenido de referencia) es lentamente presurizado y luego, expandido isotérmicamente en un volumen vacío desconocido. Después de la expansión, la presión de equilibrio resultante estará dada por la magnitud del volumen desconocido; esta presión es medida. Usando dicho valor y Ley de Boyle, el volumen desconocido es calculado mediante: Ø = (Vp/ Vt) *100 Si se considera que e