Yacimientos de Gas Condensado

Estimulación de Pozo (parte II) FRACTURAMIENTO DE ESTRATOS Justificación : En ciertos casos, la invasión de filtrado y las partículas del fluido de perforación depositadas en el estrato no permiten el flujo de los hidrocarburos hacia el pozo debido a una baja permeabilidad natural, y es por ello que es necesario canales de flujo de mayor amplitud. Procedimiento : Para este método es muy importante tomar en cuenta la viscosidad, peso y composición del fluido, como también la presión de ruptura que debe aplicarse para fracturar el estrato. La inyección debe concentrarse en determinado intervalo y la prolongación del resquebrajamiento del estrato debe ser radial, es muy importante que la cementación entre el revestidor y el estrato, por encima y por debajo del intervalo escogido para hacer la inyección, sea sólida y fuerte para evitar canalización y fuga del fluido hacia arriba y/o hacia abajo, a lo largo de la cementación, o que el fluido fracture intervalos no escogidos. El fluido inyec

Estimulación de Pozo (parte I) Durante el período de terminación del pozo, o durante la vida productiva del pozo, se presentan situaciones en las que el estrato productor no descarga   fácilmente el volumen de hidrocarburos estimado hacia el mismo. Esta inconveniencia puede ser sencilla de solventar o por el contrario representar un  gran reto para los profesionales responsables. Algunos de los métodos usados se exponen a continuación: Succión    Justificación: Durante   la terminación, la estimulación más sencilla es la succión. Mientras dura la perforación y la terminación, el fluido de perforación impone contra la pared del hoyo una presión mayor que la que puede tener un estrato. Esta diferencia de presión hace que la parte líquida del fluido se filtre hacia la periferia del pozo, esta invasión puede ser severa y deteriorar la permeabilidad del estrato. Por lo tanto, cuando se hagan los intentos de poner el pozo a producir no se logrará el flujo anticipado. Entonces, es necesa

Historial de Productividad de un Yacimiento La sumatoria del comportamiento de todos los pozos sirve de base para apreciar y dilucidar detalles sobre diferentes sectores y la totalidad del yacimiento. El seguimiento continuo sobre el comportamiento del yacimiento aparece en estudios e informes frecuentes preparados por profesionales especializados dentro de la empresa y representan una acumulación cronológica de las evidencias de la historia productiva del yacimiento, y fundamentalmente cubren los siguientes aspectos: Geográficos   Ubicación del yacimiento y detalles de identificación y acceso.   Relación geográfica con otros campos. Geológicos                                                                                                                                                                                                                                                                                                  

      Mecanismos naturales de Producción de un Yacimiento                      Es de vital importancia detectar anticipadamente el posible mecanismo natural de empuje, ya que su apreciación servirá para obtener el mayor aprovechamiento en el comportamiento futuro del mismo en el yacimiento y cada pozo en particular; también ayudará para estudiar futuras aplicaciones de extracción secundaria.                    Para detectar satisfactoriamente el mecanismo de producción con mayor influencia en la recuperación de hidrocarburos se realiza un estudio, interpretación y procesamiento de pozos e información recabada durante el comienzo y todo el período de producción primaria.                      Cuando falta alguna información complementaria, esta se puede suplir utilizando correlaciones de error y tanteo, pruebas simuladas de laboratorio, estadísticas regionales y la experticia de profesionales que adquieren, procesan e interpretan la información.                    La aplicación

Para realizar los cálculos en la ecuación de balance de materiales es necesario conocer los siguientes datos de producción y de laboratorio: 1. Presión inicial del yacimiento y presión promedia del yacimiento a intervalos sucesivos de tiempo después de comenzar la producción. 2. Producción de petróleo en barriles fiscales , medidos a presión de una atmosférica y temperatura de 60°F, a cualquier periodo o durante intervalos de producción cualquiera. 3. Producción total de gas en pies cúbicos a condiciones normales . Cuando se inyecta gas ene. Yacimiento, este total será la diferencia entre el gas total producido y el reinyectado en el yacimiento. 4. Razón del volumen inicial de la cada de gas al volumen inicial de petróleo , representada por el símbolo m, se este valor puede determinarse con razonable precisión, queda entonces sólo una incógnita (N) en el balance de materiales para yacimiento volumétrico con capa de gas, y dos (N y W) para yacimiento con empuje hidráulico. El valor de

Cuando se perforan pozos en un yacimiento de gas y petróleo se produce gas, petróleo y algunas veces agua, por lo que se reduce la presión del yacimiento permitiendo que el petróleo y el gas restante se expandan y llenen el espacio vacío formado por los fluidos removidos. Cuando los estratos que contienen gas y petróleo están conectados con acuíferos, el agua invade el yacimiento a medida que la presión disminuye debido a la producción. Como consecuencia, se disminuye el nivel de expansión de petróleo y del gas que permanecen en el yacimiento, retardando la disminución de presión. Ya que la temperatura del yacimiento permanece prácticamente constante durante el proceso de producción, el nivel de expansión remanente depende únicamente de la presión, Por lo tanto, tomando muestras de fondo de los fluidos del yacimiento bajo presión y midiendo sus volúmenes relativos en el laboratorio a temperatura de yacimiento y a varias presiones, es posible pronosticar la forma en que estos fluidos se

Los mecanismos de producción son aquellos que suministran la energía necesaria para desplazar el hidrocarburo ubicado en el yacimiento hacia el pozo para ser extraído, pueden actuar solo o en combinación; los mecanismos pueden ser naturales o inducidos. Los mecanismos de producción natural son: 1.- Compresibilidad de la roca y de los fluidos: Existes una reducción del volumen poroso de la roca, generado por el aumento de la diferencia de presión entre la presión de sobrecarga de fluidos y la presión de los poros. En el caso de la compresibilidad de la roca, se genera la presión del la roca hacia el fluido; para la compresibilidad de los fluidos la presión va en el sentido del fluido a la roca, dichas compresibilidades se expresan matemáticamente así: Compresibilidad de los gases. Compresibilidad de los liquidos 2.- Liberación de gas en solución. Cuando la presión del yacimiento cae por debajo del punto de burbuja se f

Una manera de que tan bien entendemos el yacimiento puede obtenerse considerando la fracción del yacimiento que está siendo muestreada mediante las diferentes técnicas. Por ejemplo, supongamos que se desea hallar el tamaño del área muestreada desde un pozo que tiene un radio de 6 pulgadas. Si se asume un área circular, el área se puede estimar como πr2 donde r es el radio muestreado. El área muestreada es entonces es 0.7854 pie2. Si se normaliza el área muestreada con el área del yacimiento, digamos unas modestas 5 acres, Qué fracción del área es directamente muestreada por el pozo?. El área de drene es 218600 pie2. La fracción del área muestreada es 3.59 partes por millón lo cual es diminuto comparado con el área de interés. Fig. 1. Escalas del yacimiento Una señal de un registro eléctrico expande el área siendo muestreada. Suponga que un registro pueda penetrar la formación unos 5 pies desde el pozo, lo cual es razonable. La fracción del área siendo muestreada es 4 partes en 10000.

Rata de Eficiencia Máxima (REM; inglés=MER) Por los muchos estudios existentes, se considera la recuperación de yacimientos por depleción primaria con verdadero empuje por gas en solución indenpendiente tanto de los grados individuales de producción de los pozos como de los de producción total del yacimiento. Kelly, Tracy y Roe. demostraron que este es el caso aun en yacimientos con una estratificación de permeabilidad muy acentuada, donde los estratos están separados por barreras impermeables y conectados hidráulicamente solo en los pozos. La zona Gloyd-Mitchell del Campo Rodessa ( http://yacimientos-de-gas-condensado.blogspot.com/2009/04/la-zona-gloyd-mitchell-del-campo.html ) es un ejemplo de un yacimiento con un empuje de gas en solución prácticamente no afectado por la rata de producción, es decir, la recuperación es independiente de las ratas a que el yacimiento produce. La recuperación de yacimientos uniformes y de altas permeabilidades, con empujes hidrostáticos muy activos, so

La disminución del suministro de petróleo, los altos precios de la energía y la necesidad de restituir las reservas, están incentivando a las compañías petroleras a invertir en yacimientos de petróleo pesado. La mayor parte de los recursos de petróleo del mundo corresponde a hidrocarburos viscosos y pesados, que son difíciles y costosos de producir y refinar. Mientras más pesado o denso es el petróleo crudo, menor es su valor económico. Las fracciones de crudo más livianas y menos densas, derivadas del proceso de destilación simple, son las más valiosas. Los crudos pesados tienden a poseer mayores concentraciones de metales y otros elementos, lo que exige más esfuerzos y erogaciones para la extracción de productos utilizables y la disposición final de los residuos. Los petróleos pesados y viscosos presentan desafíos en el análisis de fluidos y obstáculos para la recuperación, que están siendo superados con la nueva tecnología y las modificaciones de los métodos desarrollados para los p

Es la magnitud de la saturación de agua en un reservorio, para una altura determinada, esta controlada por: 1.- La estructura porosa de la roca. 2.- La densidad de los fluidos. 3.- Las características de energía superficial. El efecto de la estructura porosa se determina a partir de las curvas de presión capilar determinadas en el laboratorio. Los poros en las rocas reservorio son consideradas análogos a los tubos capilares si se toma en cuenta los diámetros son pequeños. Las rocas de baja permeabilidad presentan altas presiones capilares y zonas de transición de un gran espesor, mientras que las rocas de alta permeabilidad presentan menores presiones capilares y delgadas zonas de transición. Cuando dos fluidos inmiscibles están en contacto dentro de los poros, una superficie curvada se forma entre los dos. La presión en el lado del fluido no-mojante de la interfase (Pnw), es mayor que la presión para el lado del fluido mojante (Pn). Esta diferencia de presiones se define como presión

La faja petrolífera del Orinoco es el territorio que ocupa la franja meridional de la Cuenca Oriental de Venezuela, al sur de los Estados Guárico, Anzoátegui, Monagas y Delta Amacuro, paralela al curso del río Orinoco. Abarca una extensión de 600 Km. De este a oeste y 70 km. En dirección Norte Sur, con una área aproximada de 55.314 Km². con 1.2 trillón de barriles [190,000 millones de m3] de petróleo extrapesado. Está dividida en cuatro zonas de explotación y producción; Boyacá (antiguamente conocida como Machete), Junín (antes Zuata), Ayacucho (antigua hamaca) y Carabobo (antes Cerro Negro). Con un área actual de explotación de 11.593 Km², un área a cuantificar de 18.220 Km² y un área remanente (parque nacional y áreas reservadas) de 25.501 Km². Se conoce un POES de 1360 MMMBls y 37 reservas aprobadas. La calidad actual del crudo en la faja es de 6 a 12°API, un 3.5 %de azufre, 2.3 mg/g de acidez, 488 ppm de metales y 88% de residuos. Conocido los valores del POES, el “factor de recob

Muchos de los yacimientos descubiertos son volumétricos y subsaturados, y por consiguiente sus productos están controladas por el mecanismo de empuje por gas en solución. En muchos casos el mecanismo es alterado en mayor o menor grado por segregación gravitacional de gas y petróleo, por empujes hidrostáticos de reducida magnitud y por programas de mantenimiento de presión, todos los cuales mejoran la recuperación. Las característicias mas importantes de este tipo de producción se resumen a continuación y pueden observarse en el gráfico de la figura 1 que corresponde a la Zona Gloyd-Mitchell del Campo Rodessa. Fig 1. -Historia de Producción de la Zona Gloyd-Mitchell del Campo Rodessa en función de la recuperación acumulativa (Tomado B.C.Craft. Applied Petroleum Reservoir Engineering) Por encima del punto de burbujeo el yacimiento produce por dilatación de líquido y la presión disminuye rápidamente; la recuperación varía desde una fracción de 1 por ciento hasta pocas unidades del petról

La viscosidad es una propiedad de los fluidos en el yacimiento, la cual se define como la resistencia interna de los líquidos a fluir, la cual se encuentra afectada por tres factores fundamentales: la temperatura, el gas que pueda retener en solución y la presión. a) Efecto de la temperatura. El propósito de aumentar la temperatura del crudo es disminuir su viscosidad mediante el incremento de la velocidad de las moléculas y, por ende, tanto la disminución de sus fuerzas de cohesión como también la disminución de la resistencia molecular interna al desplazamiento. Muchos investigadores han propuesto modalidades de la relación de la viscosidad- temperatura pero la más apropiada en la Correlación de Slotte, utilizada por Herchel, la cual es aplicable a casi todos los crudos y da un gráfico (ASTM) en línea recta sobre papel log-log. b) Efecto del gas que pueda tener en solución. La adición de gas en solución a un crudo a temperatura constate reduce su viscosidad. La reducción de viscosida

Viscosidad cinemática: viscosidad en centipoise dividida por la densidad a la misma temperatura y se designa en unidades de Stokes o centiStokes. Viscosimetro Cinematico Viscosidad aparente: es la viscosidad que puede tener una sustancia en un momento dado, la cual se mide por medio de un instrumento que determina la tasa de cizallamiento (Deformación lateral que se produce por una fuerza externa). Es una función de la velocidad plástica con respecto al punto cedente. Viscosidad Engler: Medida de viscosidad que expresa el tiempo de flujo de un volumen dado a través de un viscosímetro de engler en relación con el tiempo requerido para el flujo del mismo volumen de agua, en cuyo caso la relación se expresa en grados Engler. Vincosimetro de Engler Viscosidad Redwood: Método de ensayo británico para determinar la viscosidad. Se expresa como el número de segundos necesarios para que 50 cm³ de muestra fluyan en un viscosímetro Redwood, bajo condiciones específicas de ensayo. Viscosidad