Yacimientos de Gas Condensado

El drenaje alcalino consiste en inyectar una solución acuosa alcalina conteniendo del orden de 0.1 - 2.5% de hidróxido de sodio, carbonato de sodio u otro producto para lograr un pH entre 8 y 10. A tal pH los ácidos nafténicos contenidos en ciertos crudos reaccionan con la fase acuosa alcalina para formar in situ las sales de sodio, que son surfactantes similares a los jabones, y a menudo se llaman así. Estos jabones poseen propiedades surfactantes y son susceptibles de modificar la mojabilidad de la roca y de reducir la tensión interfacial. En ciertos casos se obtienen tensiones bajas (0,01-0,001 dina/cm) para condiciones particulares semejantes al caso de la formulación óptima en el drenaje con surfactante. Al adsorberse los jabones sobre la matrix rocosa, producen una mojabilidad por el aceite que tiende a aumentar la permeabilidad relativa de esta a baja saturación porque promueve la continuidad de dicha fase. Por otra parte se produce a menudo emulsiones que pueden ser detrimental

Estos métodos se dividen en dos grandes clases: los métodos térmicos y los métodos de inyección de agua con productos químicos. Los métodos químicos involucran la inyección de un fluido o de varios fluidos de alta complejidad química. Al estar estos fluidos en contacto con el petróleo y el sólido del yacimiento, los cuales han estado en equilibrio físico-químico durante milenarios con la salmuera connata, pueden producirse varios fenómenos de transferencia de masa : adsorción, intercambio iónico etc ... Al desplazarse estos fluidos en el yacimiento pueden además producirse fenómenos de noequilibrio. Todos estos fenómenos complican considerablemente el problema de obtención y el mantenimiento de una formulación óptima a lo largo del proceso, que ya no es muy simple aún en un tubo de ensayo cuando se controlan todas las variables. Entre los fenómenos antes mencionados se tiene: Adsorción y retención de surfactante Para producir una tensión interfacial ultra baja, un surfactante no debe s

Descontaminación de un acuífero Un método para la descontaminación in situ de un acuífero que tiene una zona expuesta a agentes contaminantes (con al menos un contaminante), consta de las siguientes características: Proveer a la zona en el acuífero un gas que contiene oxígeno, a una presión de al menos 5 psi (0,35 bar) mayor que la presión hidrostática en el punto de provisión por inyección por pulsos, a una frecuencia gamma de desde una vez por semana a 10 veces por día. Proveer a la zona en el acuífero un cultivo microbiano adecuado para atacar a los agentes nocivos. PROCESO DE TRATAMIENTO MEJORADO PARA GASES DE DESECHO DE AZUFRE Un proceso para expulsar vestigios de hidrocarburos aromáticos de un caudal de alimentación de gas de desecho de ácido que comprende sulfuro de hidrógeno, dióxido de carbono, agua, y dichos hidrocarburos aromáticos, en tanto dicho caudal de gas de desecho de ácido comprende una cantidad sustancial de gas de ácido, caracterizado porque se pasa el caudal de al

El gas natural licuado (GNL) es el gas natural que ha sido procesado para ser transportado en forma líquida o para ser almacenado cómo reserva para luego ser vaporizado nuevamente. Es la mejor alternativa para abaratar costos en sitios apartados, donde no es económico llevar el gas al mercado por gasoducto. El gas natural es transportado como líquido a presión atmosférica y a -161 °C donde la licuefacción reduce en 632 veces el volumen de gas transportado. Hoy en día las operaciones de GNL están ampliándose rápidamente en todo el mundo, y cada vez hay más plantas en construcción o en vías de desarrollo. Por ejemplo en la Argentina se encuentra la planta Peak Shaving propiedad de Gas Natural capaz de almacenar GNL y gasificarlo llegado el momento. Actualmente se consumen 104 millones de toneladas anuales de GNL en el mundo. Las proyecciones varían pero se espera para 2010 que la producción se pueda duplicar. Procedimiento para licuar una corriente de gas presurizado rico en metano Un pr

Partiendo de la definición de reserva como el producto del volumen original de hidrocarburos (N o G) por el factor de recuperación, R y una vez que se han establecido los métodos Volumétricos y de Balance de Materia para determinar los volúmenes originales de hidrocarburos, queda por discutir el establecimiento del Factor de Recuperación. El Factor de Recuperación de los yacimientos depende de muchas variables, entre las que destacan: - Grado de heterogeneidad y anisotropía de las propiedades de la roca. - Propiedades Físico-Químicas de los fluidos. -Tipo de empuje predominante en el yacimiento. - Proceso de Explotación: declinación natural, recuperación secundaria, recuperación mejorada, etc. - Ritmo de extracción. Algunos yacimientos son muy sensibles al ritmo de extracción. -Número de pozos y su localización. Cómo establecer el factor de recuperación: - Mediante expresiones matemáticas o estadísticas. - Mediante curvas de declinación. - Con Ecuaciones de Balance Materia. - Por Simul

La simulación numérica de los yacimientos es una herramienta muy complicada para estudiar el comportamiento de los yacimientos y no es usual, aunque es posible, determinar la volumetría de los yacimientos, mediante la integración de los volúmenes de fluidos asociados a cada celda del simulador. En la simulación numérica un yacimiento se representa por un gran número de celdas de diversas geometrías, interconectadas, para cada una de las cuales se establecen las ecuaciones de flujo de los fluidos, generalmente aceite, gas y agua. El gran número de celdas que se utilizan, las ecuaciones asociadas a cada una de ellas y las condiciones iniciales y de frontera que se establecen, generan un gran sistema de ecuaciones simultáneas cuya solución se determina mediante métodos numéricos. En la simulación numérica un yacimiento se representa por un gran número de celdas de diversas geometrías, interconectadas, para cada una de las cuales se establecen las ecuaciones de flujo de los fluidos, genera

El tratamiento del gas natural implica el reagrupamiento, acondicionamiento y refinado del gas natural bruto con el fin de transformarlo en energía útil para las diferentes aplicaciones. Este proceso supone primero una extracción de los elementos líquidos del gas natural y después una separación entre los diferentes elementos que componen los líquidos. Transporte y almacenamiento Una vez tratado, el gas natural pasa a un sistema de transmisión para poder ser transportado hacia la zona donde será utilizado. El transporte puede ser por vía terrestre, a través de gasoductos que generalmente son de acero y miden entre 20 y 42 pulgadas de diámetro. Debido a que el gas natural se mueve a altas presiones, existen estaciones de compresión a lo largo de los gasoductos para mantener el nivel necesario de presión. Comparado a otras fuentes de energía, el transporte de gas natural es muy eficiente si se considera la pequeña proporción de energía perdida entre el origen y el destino. Los gasoductos

El proceso de producción del gas natural es simple y muy parecido al del petróleo. Primero, el gas natural se extrae por medio de perforaciones en pozos terrestres o en los océanos, después de transporta por gasoductos (por tierra) o buques (por mar) hasta la planta de depurado y transformación para ser conducido después hacia una red de gas o a las zonas de almacenamiento. Exploración La exploración es una etapa muy importante del proceso. En el transcurso de los primeros años de la industria del gas natural, cuando no se conocía muy bien el producto, los pozos se perforaban de manera intuitiva. Sin embargo, hoy en día, teniendo en cuenta los elevados costos de extracción, las compañías no pueden arriesgarse a hacer excavaciones en cualquier lugar. Los geólogos juegan un papel importante en la identificación de napas de gas. Para encontrar una zona donde es posible descubrir gas natural, analizan la composición del suelo y la comparan a las muestras sacadas de otras zonas donde ya se

Las herramientas de registro están diseñadas para responder a diferencias características de pozo. Algunas herramientas responden principalmente a la litología, algunas a la porosidad y otras a las saturaciones de sólidos. Desafortunadamente, ninguna responde principalmente a las fracturas aunque están, en particular las abiertas, pueden afectar la respuesta de algunas herramientas de registro. Sin embargo, el efecto es generalmente bastante sutil. Así pues, en la búsqueda de fracturas con mediciones de registros, es necesario comprender tanto la física básica de la herramienta como la geometría de todas las mediciones involucradas. Generalmente , sólo la experiencia nos permite definir los métodos que, en un lugar dado, darán los mejores resultados. Al buscar en los registros zonas fracturadas, la búsqueda se concentra generalmente en áreas donde se sospecha su presencia por las siguientes razones. - Antecedentes locales de fracturas naturales. - Falta de precisión en los registro

Problemas de Hoyo Durante los Procesos de Viajes de Tuberías y Operaciones de Perforación Durante el proceso de construcción de pozos pueden presentarse diversos problemas ocasionados principalmente por los viajes de tubería y las operaciones involucradas en la perforación del hoyo. Estos pueden entorpecer con las operaciones normales y ocasionar grandes pérdidas de tiempo, lo que se traduce en un aumento de los gastos de perforación. Estos problemas son: Problemas de hoyo durante los procesos de viajes de tubería. Problemas de hoyo durante las operaciones de perforación. Problemas de Hoyo Durante los Procesos de Viajes de Tuberías El proceso de hacer viajes consiste en sacar o introducir la sarta de perforación en el fondo del hoyo con el propósito de retirar o reemplazar la mecha desgastada, colocar un revestidor en el hoyo o para realizar otras operaciones relacionadas con la perforación del pozo. Durante este proceso es necesario considerar el procedimiento operacional, las presion

La correlación de Vasquez-Beggs para Rs La solubilidad del gas es definida como el número de PCN de gas que pueden disolverse en un barril normal de petróleo cuando son llevados a ciertas condiciones de presión y temperatura. La solubilidad del gas natural es una fuerte función de la presión, la temperatura, la gravedad API y la gravedad específica del gas. Para un gas y crudo particulares existentes a cierta temperatura constante, la solubilidad se incrementa con la presión hasta que la presión de saturación es alcanzada (presión del punto de burbuja). En este punto todo el gas disponible está disuelto en el crudo y el Rs alcanza su valor máximo. Figura 1. Diagrama Rs vs Presión La figura 1 muestra una curva típica del comportamiento de Rs. Cuando la presión es reducida desde la presión inicial del yacimiento Pi hasta la presión del punto de burbuja Pb ningún volumen de gas se libera del petróleo, por lo tanto el Rs se mantiene constante e igual a su máximo valor Rsb. Por debajo de l

La fuentes de energía se dividen en dos grandes grupos: las renovables y las no renovables. No Renovables: Petróleo Gas natural Carbón Energía nuclear Renovables: Hidráulica Solar Eólica Geotérmica Mareomotriz Biomasa Gradiente maremotérmico (oceánico) Energía azul (concentración de sal) Son cuatro los aspectos resaltantes para predecir el futuro energético: la demanda, la oferta, el efecto ambiental y la tecnología. En el Congreso Mundial de Energía (WEL) en Roma del 15 de noviembre 2007 se llegó a la conclusión que “...debe haber una cooperación global entre la industria y los gobiernos, tanto los productores como los consumidores, y una mayor integración de los mercados nacionales e internacionales.” Los combustibles son utilizados principalmente en 3 sectores: el transporte, la generación de electricidad y la calefacción. El petróleo abastece un 50% del sector transporte, 27% de la calefacción y 11% de la generación de electricidad. El gas también se utiliza para la calefacció

Introducción La estimación del desempeño individual de pozos petroleros puede ser usada para determinar un método de producción óptimo, diseño de levantamiento artificial, diseño de estimulación, tratamientos y desempeño de producción. La utilización de un simulador numérico consume mucho tiempo mientras las curvas IPR pueden representar el comportamiento del yaci-miento con bajo esfuerzo computacional. Gilbert utilizo curvas que relacionaban tasa de flujo y presión. Las llamo curvas IPR. Weller desarrollo un método para calcular el comportamiento de agotamiento en yacimientos con empuje por gas en solución para todas las condiciones de saturación, con flujo de estado estable y relación gas – petróleo variable. Vogel presentó un método para estimar el comportamiento presión – producción de pozos de petróleo produciendo por empuje de gas en solución basado en los resultados de un simulador de yacimientos. Usó el método de Weller para calcular curvas IPR con una variedad de propiedades P

Abstract Este paper presenta aplicaciones exitosas del gas lift a yacimientos de crudo pesado en el campo petrolífero Intercampo, en el Lago Maracaibo. Con rangos de tasas de producción de líquido de 50 a 2000 bbl/día por pozo, el método gas lift fue seleccionado como el primer método de levantamiento artificial en el campo. El paper expresa los mecanismos de gas lift en yacimientos de petróleo pesado con alto corte de agua y baja gravedad API. El análisis de la teoría mostró que la tasa de inyección de gas para el gas lift y la relación gas-petróleo tienen efectos directos sobre el estado de flujo del fluido en el pozo. Los escenarios del diseño de la teoría y la producción real del gas lift fueron descritos en el paper. Para el diseño del levantamiento artificial, el paper advierte que para yacimientos de crudo pesado de comportamiento de flujo en la situación mencionada no debería ser caracterizado con las ecuaciones de correlación de gas lift, por lo tanto existe un gran error en