Yacimientos de Gas Condensado

Un mapa exacto de un yacimiento subterráneo de petróleo que pueda guiar los esfuerzos de los ingenieros para lograr que el petróleo de las rocas llegue a pozos y pueda ser bombeado para transporte y resguardo, es lo último en estudio de reservas de petróleo. Ingenieros ambientales y de petróleo del MIT han desarrollado una tecnología que genera tal mapa, el cual tiene el potencial de incrementar significativamente la cantidad de petróleo que se puede extraer de los yacimientos. Esta tecnología usa la compresión digital de imágenes JPEG para crear una vista de las reservas usando medidas realistas de pozos dispersos de petróleo. Estos mapas pueden ser los primeros en proveer suficiente detalle sobre un yacimiento para guiar la recuperación de petróleo en el campo en tiempo real. Los estudios de simulación indican que esta técnica innovadora tiene el potencial de mejorar las técnicas actuales de caracterización de yacimientos y así, proveer una mejor predicción de la producción en el yac

En la práctica , la longitud del camino de flujo de liquido puede ser disminuida sustancialmente para permitir el uso de nitrógeno y establecer una zona condicionalmente miscible de transición adyacente al petróleo sin aumentar las presion a la que normalmente se encuentran los yacimientos subterráneos de petróleo. De acuerdo a esto, el petróleo del yacimiento más próximo al sistema de inyección es alterado de tal manera que aumenta el proceso de enriquecimiento, llevando a la formación de zonas condicionales de miscibilidad. Incrementado la cantidad de hidrocarburos C2 y C6 (etano, propano, butano, pentano y hexano) en el yacimiento adyacente, la inyección decrece la presión minima requerida para lograr la miscibilidad en el yacimiento a la temperatura que él se encuentra o a una temperatura y presión establecida del yacimiento, que tambien reduce el camino de flujo necesario para establecer la miscibilidad condicional en la zona de transición. El hidrocarburo ligero (C2) se introduce

La inyección de gas nitrógeno puede, bajo circunstancias apropiadas, traer como resultado el establecimiento de una transición miscible del yacimiento de petróleo. Para que el nitrógeno inyectado llegue a ser suficientemente rico con los hidrocarburos de bajo peso molecular y establecer la miscibilidad , varios contactos sucesivos del nitrógeno enriquecido y el petróleo del yacimiento deben ocurrir. El movimiento de la fases gaseosa y líquida en el yacimiento pueden ser caracterizadas implicando un mecanismo de transporte cromatografico que produzca separación cromatografica gas-líquido en la arena del yacimiento. La exposicion a la luz de los hidrocarburos intermedios del yacimiento con el enriquecimiento relacionado al nitrógeno inyectado puede ser definido en función de este efecto de separación cromatografica. Así, el enriquecimiento del nitrógeno inyectado puede ser relacionado al número de platos teóricos necesarios para el logro de un equilibrio gas-líquido. Por analogia, la are

La simulación del comportamiento de un yacimiento petrolero, se refiere a la construcción y operación de un modelo, el cual supone la apariencia real del comportamiento del yacimiento. El modelo como tal puede ser físico (modelo de laboratorio Ej. Arena empacada), o matemático. Aunque el modelo como tal, obviamente esté lejos de la realidad del petróleo y el gas del campo, el comportamiento de un modelo valido simula (supone la apariencia del campo) ese comportamiento del campo. El propósito de la simulación, es estimar el desarrollo del campo (Ej. El recobro de hidrocarburos), bajo una variedad de esquemas de producción. Obviamente el modelo desarrollado bajo distintas condiciones de producción, ayuda a la selección de un conjunto óptimo de condiciones de producción para el yacimiento. De los modelos matemáticos, la ingeniería tradicional para una respuesta rápida usa los modelos de cálculos analíticos como se ha descrito en los capítulos anteriores, pero cuando se trata de yacimiento

Para el uso exitoso, el programa debe ser iniciado al comienzo de la vida productiva del yacimiento. Esto es debido a que la más alta tasa de producción del total del fluido del yacimiento, a un tiempo más tarde no será posible, solamente una cantidad mayor de agua tendrá que ser manejada. Mucha de esa agua deberá ser levantada con un sistema de levantamiento por gas o bomba eléctrica sumergible, todo eso a un considerable costo. El influjo de agua estará presente, pero la saturación residual del gas (Sgr) será atrapada a presiones mucho más baja. Un número de investigadores han encontrado que la saturación residual de gas por desplazamiento con agua, es insensitivo a la invasión sobre un amplio rango de tasas y presión. Varios sistemas operacionales pueden ser usados: a) La forma de extracción del agua a, o por debajo del contacto original AGUA–GAS, a tasas que igualen la tasa de influjo de agua por una tasa de extracción dada de gas. b) Extracción de gas a una tasa que exceda la tasa

La estimación de los parámetros ω y λ de doble porosidad, se hace en un grafico semi-Log. Ese método semi-Log son frecuentemente impractico, debido a que el efecto de almacenamiento del pozo, esconde la línea recta semi Log en el tiempo temprano. La grafica de la derivada provee un método mucho mas practico para la evaluación de ω y λ. La posición de los mínimos en la derivada (la profundidad que caracteriza el comportamiento de la doble porosidad) define completamente los valores de ambos valores de ω y λ como fue descrito por Bourdet, Ayoub, Whittle, Pirard y Kniazeff (1983). Los mínimos en la derivada pueden ser mostrados que descansan en un valor de la derivada de presión adimensional (Ecuación 6.68) 5: y a un valor del tiempo adimensional de : Los valores de ω pueden ser evaluados resolviendo la ecuación 6.68 , usando la técnica de Newton- Raspón iterativa mente, después λ el cual puede ser obtenido directamente por la ecuación 6.69 . La determinación iterativa de ω puede ser much

Es utilizada para determinar el punto de burbujeo. Se eleva la Presión mayor a la presión del punto de burbuja y se miden los volúmenes de fluido. El factor volumétrico sobre el punto de burbuja se calcula mediante: La compresibilidad del petróleo juega un papel importante entre Pb y P > Pb, de modo que: Integrando resulta: Puesto que existe una relación de volúmenes, se pueden reemplazar éstos por los factores volumétricos, Por lo tanto: Para calcular el factor de desviación del gas, Z: Con estos valores se va a la gráfica de Standing y Katz y se lee el valor de Z. Para una mezcla de gases, las propiedades críticas del gas y su peso molecular promedio se obtienen por ponderación con la composición molar, de modo que: Más adelante, en esta unidad, se detallará la determinación de las propiedades críticas. A partir de la ley de los gases: De acuerdo con la definición de densidad: Combinando estas dos ecuaciones se tiene: Puesto que la gravedad específica del gas es la relación entre

Cuando se perfora un pozo la invasión de los fluidos hacia la formación para controlar el filtrado causa disminución en la permeabilidad en las zona aledañas al pozo. Entre otros muchos factores, ésto hace que se genere una caída de presión adicional a la que se debería obtener en condiciones normales. Además, la estimulación es un mecanismo usado ampliamente en la industria petrolera para incrementar la productividad de un pozo. Lo anterior ocasiona que la caída de presión esperada sea menor. Luego existe una caída de presión adicional, pero favorable, en los alrededores del pozo. La Fig. 2.7.f clarifica este fenómeno que toma lugar en una zona infinitesimal alrededor del pozo. En dicha figura la zona de daño ha sido exagerada. La caída o ganancia de presión adicional causada por el daño o skin factor, s, está dada por: Con base a lo anterior, la ley de Darcy incluyendo efectos de daño resulta ser: O también: Puesto que para estado estable se tiene: Esquematización del daño en un pozo

Básicamente los fluidos de perforación se preparan a base de agua, de aceite (derivados del petróleo) o emulsiones. En su composición interactúan tres partes principales: la parte líquida; la parte sólida, compuesta por material soluble que le imprime las características tixotrópicas y por material insoluble de alta densidad que le imparte peso; y materias químicas adicionales, que se añaden directamente o en soluciones, para controlar las características deseadas. El tipo de fluido utilizado en la perforación rotatoria en sí, en el reacondicionamiento y terminación de pozos es elemento decisivo en cada una de estas operaciones. Pues las características del fluido tienen relación con la interpretación de las observaciones hechas de los estratos penetrados, ya sean por muestras de ripio tomadas del cernidor, núcleo de pared o núcleos convencionales o a presión; registros de litología, de presión o de temperatura; pruebas preliminares de producción en hoyo desnudo; tareas de pesca, etc.

Consiste en determinar en el laboratorio una serie de propiedades físicas de un fluido en el yacimiento (petróleo, agua o gas) que relacionan presión, volumen y temperatura. Un paso previo a un buen análisis PVT, consiste en la obtención de una muestra representativa del yacimiento que esté a las condiciones de presión y temperatura del mismo. A éste respecto existen normas muy detalladas y compañías especializadas para tomarlas de acuerdo al tipo de fluido que se debe muestrear. Un análisis PVT es costoso y muchas veces se trata de yacimientos viejos que no poseen ésta información o muy nuevos que todavía no han sido evaluados. Por éstas razones se han desarrollado una serie de ecuaciones o Correlaciónes empíricas que permitan determinar las propiedades de los fluidos del yacimiento. En general, el PVT se refiere al conjunto de propiedades de volumen medidas a una presión y temperatura determinada. Estas propiedades son factor volumétrico de formación del petróleo, que es función de l

Estimación del volumen de hidrocarburos. La cantidad de hidrocarburo generada depende, entre otros factores, de la calidad de la roca fuente, es decir, de su capacidad para generar, pero también de su capacidad para liberar los hidrocarburos, lo cual puede ser determinado por datos moleculares, partiendo de técnicas más generales como la pirólisis RockEval (SI) y del contenido de hidrocarburos extractables. Modelamiento geoquímico. La interpretación de los datos geoquímicos y la forma de tendencias proveen claves valiosas de la historia geológica de una región o cuenca determinada. Las tendencias geoquímicas indican cambios de ambientes sedimentarios y tectónicos, historia de enterramiento, gradiente geotérmico, efectos de volcanismo o plutonismo, etc. El objetivo del modelaje geoquímico es cuantificar, con una computadora, cuanto petróleo ha sido generado, cuanto ha migrado y, finalmente cuanto se ha acumulado, esta evaluación es necesaria realizarla en cada sitio de la cuenca. Geoqu

La geoquímica ofrece soluciones a los problemas relacionados con: La temperatura. Ya que la temperatura marcará las reacciones químicas, acelerando o no el desarrollo de la materia orgánica, siendo el factor más importante para la formación de hidrocarburos, surge el problema para la determinación de las peleo temperaturas a través de las siguientes herramientas. 1 . Medición de gradientes geotérmicos: es poco constante, debido a los diferentes tipos de rocas con distintas conductividades térmicas, variando la distancia de las isotermas. El tectonismo también varía las isotermas. 2. Inclusión de fluidos: son efectos microscópicos que se desarrollan dentro de los cristales, durante o después del crecimiento del cristal entrampando fluidos remanentes. 3. Huellas de fisión: que desaparecen a determinadas temperaturas. 4. Biomarcadores: Son fósiles geoquímicos, arreglos y degradaciones de marcadores biológicos. 5. Transformación de arcillas: Generación de arcillas antigénicas, revelan cond

La necesidad de modelos que explicaran la condiciones de generación, migración y entrampamiento del petróleo hicieron que con el paso de los años en el desarrollo de la Industria Petrolero a niveles mundiales se destacaran la disciplina de la Geoquímica. Esta disciplina, siendo el nexo entre las Ciencias Básicas y las Ciencias de la Tierra posee herramientas para dar respuestas a interrogantes que se plantean en función a la posible ubicación del Yacimientos Petrolífero (trampas que poseen interés económico, buenas reservas para la explotación), como los son el tipo de materia orgánica que da origen al PETRÓLEO, la temperatura a la cual se forma (determina claramente) y a través de las condiciones químicas de las rocas y de los fluidos presentes en ellas, los límites de los contactos GAS-PETÓLEO, PETRÓLEO-AGUA. Da solución a problemas y herramientas en la industria petrolera en los siguientes parámetros: 1. La temperatura de formación. 2. Acumulación de materia orgánica. 3. Generación

El RTF fue introducido a mediados de los 70s. Su mayor ventaja sobre su antecesor el FIT (prueba de intervalos de formación), fue que este puede medir un número ilimitado de puntos de presión en un sólo viaje al pozo mientras que el FIT se restringió a uno. Originalmente se consideró que la aplicación más importante del RFT era para muestreo de fluidos, pero después se observó su eficacia para proporcionar valores de presión profundidad a través de secciones en el yacimiento durante el desarrollo del programa de perforación. Esto también revela el grado de comunicación areal y vertical lo cual es de gran ayuda en la planeación de proyectos de recobro secundario Durante la etapa evaluativa de un campo, las lecturas del RTF proveen mayor calidad de datos de presión y se corre continuamente para establecer el contacto entre fluidos. Debe notarse que todas las profundidades deben ser convertidas a valores bajo el nivel del mar para facilitar la comparación directa de presiones. Igualmente,

INYECCION DE AGUA La inyección de agua es el proceso por el cual el petróleo es desplazado hacia los pozos de producción por el empuje del agua. Esta técnica no es usada en campos petroleros que tienen un empuje natural de agua. La primera operación conocida de inyección de agua fue efectuada hace mas de 100 años en el área de Pithole City al Oeste de Pennsylvania. Sin embargo, el uso de esta técnica no fue muy usada hasta la década de los cuarenta. Bajo condiciones favorables, la inyección de agua es un método efectivo para recuperar petróleo adicional de un reservorio. Los factores que son favorables para una alta recuperación por inyección de agua incluye: baja viscosidad del petróleo, permeabilidad uniforme y continuidad del reservorio. Muchos proyectos de inyección de agua son "patrones de inyección" donde los pozos de inyección y producción son alternados en un patrón regular. Una de las primeras consideraciones en la planificación de un proyecto de inyección de agua es

RECUPERACIÓN MEJORADA (EOR) Recuperación mejorada es un término general que describe procesos diferentes a la recuperación primaria. La inyección de agua y de gas son los procesos más comunes y conocidos. La industria del petróleo, al igual que otras industrias existen debido a que comercializan productos por un beneficio económico. Por eso es extremadamente importante que cada fase de la actividad de una compañía sea conducida con un objetivo claro. Los objetivos específicos y detalles de la operación para una compañía en particular puede variar ligera o significativamente de las otras compañías, dependiendo principalmente de la economía y estructura del mercado, pero cada una desea optimizar la economía de su operación. La Ingeniería de Reservorios no es una ciencia exacta, y nunca lo será ya que involucra muchos parámetros que no pueden ser medidos o definidos; sin embargo, la investigación y la experiencia han producido conocimiento substancial que es bastante adecuado para servir

✚ Clasificación Geológica de los Yacimientos Geológicamente, los yacimientos se clasifican en estratigráficos, estructurales y combinados. 1. Estratigráficos: lentes de arena, cambios de facies, calizas o dolomitas porosas, cambios de permeabilidad. 2. Estructurales: Fracturas en calizas o rocas ígneas, discordancias, fallamiento en areniscas, sinclinales, anticlinales, domos salinos, etc. 3. Combinados: Hace referencia a las posibles combinaciones que se presenten entre los dos grupos anteriores. ✚ Clasificación de Acuerdo al Punto de Burbuja 1. Subsaturados. Yacimientos cuya presión inicial es mayor que la presión en el punto de burbuja. Inicialmente sólo se presenta la fase líquida. Las burbujas de gas se desprenden del crudo una vez el punto de burbuja se alcanza. Eventualmente, el gas librado empieza se aglutina hasta tener condiciones de flujo hacia al pozo en cantidades cada vez incrementales. Contrariamente, el flujo de crudo decrementa gradualmente y en la etapa de depleción p