Yacimientos de Gas Condensado

Se define como "producción simultánea" a la práctica de producir dos o más yacimientos, arenas o estratos (pozo-zonas) simultáneamente por un mismo entubado de producción; a diferencia de la práctica de “producción secuencial” en que las pozo-zonas son producidas separadamente, uno después de la otra. Siempre y cuando la presión (dígase el potencial) de producción de fondo del pozo se mantenga por debajo de las presiones de los yacimiento de cada uno de los pozo-zonas, estos aportarán fluidos al pozo. Solamente durante los lapsos de cierre del pozo, es cuando se podrían presentar flujos cruzados entre los pozo-zonas, en función de los diferenciales de presión (potencial) entre ellas. Pero, así como un pozo-zona podría tomar fluidos durante el lapso del cierre, igualmente restituiría al pozo el volumen tomado, una vez reiniciada la producción del pozo. Es importante señalar la condición de que exista la compatibilidad de los fluidos provenientes del pozo-zona, lo cual constitu

Los hidratos de gas hoy por hoy están considerados a nivel mundial como una posible fuente de energía ya que constituyen una significativa reserva energética y existen en cantidades tales que doblan literalmente las reservas conocidas de petróleo, gas natural y carbón juntos. En el mundo existen numerosos ambientes con condiciones necesarias para la formación de dichos hidratos de gas, desde el Ártico a la Antártica, en tierras donde la temperatura bajo el punto de congelación existe permanentemente, o “permafrost”, como Alaska, Norte de Canadá y Siberia. También se han encontrado en el margen continental externo en sedimentos de fondo y subsuelo marino del talud y elevación continental. Diferentes estudios muestran que los hidratos tienen importancia para muchas actividades industriales y científicas de la Industria del Gas. Especialmente con relación al ambiente y equipos de seguridad en operaciones costafuera, y en las profundidades oceánicas. Más de 60 grandes

MR Scanner ofrece un completo servicio en materia de resonancia magnética nuclear para el estudio de los yacimientos. Figura 1: La herramienta posee una antena principal multifrecuencia diseñada para actualizaciones de caracterización en alta resolución de fluidos y arenas, que proporcionan respuestas productivas y de alta calidad de roca El servicio que presta esta herramienta de registros, se caracteriza por realizar mediciones simultáneas multifrecuencia, para evaluar la formación a múltiples profundidades en un solo paso. MR Scanner es una herramienta cuyo diseño permite que esté directamente conectado al computador, ofreciendo simplicidad para la evaluación de la formación, a tal punto que no se necesita ser un experto en interpretación de resonancia magnética nuclear, para aprovechar la abundante información que provee

La inversión de datos sísmicos a impedancias acústicas es una técnica geofísica que surgió como ‘problema teórico-experimental’ a comienzos de la década del 80. En 25 años de desarrollo, esta tecnología se ha posicionado como una herramienta innovadora y poderosa en la Caracterización de Yacimientos. Su gran auge se debe, principalmente, a la capacidad y versatilidad excepcional de los algoritmos matemáticos y de las computadoras existentes hoy en día, el valor agregado que aporta en el entendimiento de los yacimientos y la facilidad y precisión en su interpretación. Figura 1: Secuencia del proceso de reproducción del ‘modelo de la tierra’ La impedancia acústica es una propiedad intrínseca de las rocas y se define como el producto entre la densidad de las rocas del subsuelo y la velocidad de las ondas acústicas cuando se propagan a través de ellas. Cada roca, de acuerdo a s

Este medidor multifásico de FMC emplea la tecnología de tomografía para mejorar significativamente la exactitud y rango de las mediciones en aplicaciones topside y submarinas. Su función de auto calibración representa un cambio de avance en medidores multifásicos convencionales. Esta nueva característica se logra mediante la aplicación de una nueva función de medida de la salinidad en combinación con la verificación de la propiedad del fluido in-situ. Emplea con precisión la tecnología patrocinada de banda ancha 3D, lo que ayuda rápidamente a determinar cómo el líquido y el gas se distribuye por toda la tubería, y al mismo tiempo determina las tasas del caudal de petróleo, gas y agua. Para los regímenes de flujos acumulados, el medidor MPM cambiará automáticamente hasta cinco veces por segundo entre los modos multifase y wetgas, acortando un vacío antes no cubierto por los medidores multifásicos. Su diseño le permite operar a 11.500 pies de profundidad de agua así como con una impresi

Hasta ahora, la adquisición de muestras de fluidos de formación sólo fue posible mediante líneas de cable (wireline). El nuevo sensor InSite® GeoTap IDS de Sperry Drilling revoluciona la industria al permitir que las muestras de los fluidos del yacimiento por primera vez sean recuperadas con la tecnología de registro mientras se perfora (Logging While Drilling, LWD). Ofrece captura oportuna en el fondo del pozo, la recuperación en superficie e identificación de múltiples muestras de fluidos de formación con mínima contaminación. Eliminando el tiempo asociado al muestreo con línea de cable (wireline), el sensor puede adquirir múltiples muestras de fluido en cuestión de horas, en lugar de días, de la perforación de la formación. Con la incorporación del GeoTap® IDS, Halliburton ahora suma nuevas capacidades de pruebas de formación mientras se perfora, para optimizar la ubicación del hoyo y alcanzar una producción máxima sobre la vida del yacimiento. En entornos de alto costo, tales com

El sistema de sarta de aterrizaje submarino con funcionamiento electrohidráulico SenTURIAN de Schlumberger está diseñado para operar desde embarcaciones con posicionamiento dinámico, en ambientes de aguas profundas, alta presión y alta temperatura. Es un sistema más corto y de flexibilidad modular que permite la completación segura, confiable y eficiente, así como también la limpieza y pruebas de pozos desde embarcaciones que operan a profundidades de agua de hasta 15.000 pies. SenTURIAN es el primer sistema de sarta de aterrizaje en emplear mandriles intercambiables y acumuladores de presión balanceada, lo que permite combinar el control submarino y los módulos de acumuladores en un solo ensamblaje. El montaje es 50% más corto que otros sistemas, mientras que proporciona resistencia a la tensión, presión nominal y la salida hidráulica para las operaciones en aguas someras y en aguas ultra profundas. Tomado de :http://www.petroleum.com.ve/revista/articulos.php?id=1762&id_edicion=

Consiste es un aparato de presión vertical diseñado para manejar la mezcla de petróleo y gas, y agua, en todas las etapas del proceso de tratamiento a fin de asegurar bajo contenido de petróleo en el agua antes de ser vertida o re-inyectada. Esta nueva generación de CFU es un solo aparato de alto rendimiento. Su tecnología se basa en principios de flotación mediante el cual las partes internas especiales crean pequeñas burbujas de gas que se unen con pequeñas gotitas de petróleo y que contribuyen al proceso de separación. El proceso de flotación se mantiene gracias a la evolución de los gases disueltos y/o gas adicional inyectado dentro del alimentador de agua. Las gotitas de petróleo y las burbujas de gas se mezclan entre sí, y debido a la baja densidad de esta mezcla, el petróleo y el gas son separados fácilmente en el recipiente. El diseño especial de las partes internas del recipiente permite que este proceso se repite en varias etapas, cuyo número depende de la aplicación d

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 π r 2 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. 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

1. Volumétricos, cuando no existe un acuífero adyacente al yacimiento (yacimiento cerrado). 2. No volumétricos. El volumen disponible a hidrocarburos se reduce por la intrusión de agua procedente de un acuífero aledaño. Tabla 1.1. Características de los diferentes mecanismos de producción Fig. 1.1 Influencia de los mecanismos de producción en el recobro de petróleo Tomado de : Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar, Ph.D.

La producción inicial de hidrocarburos está acompañada por el uso de la energía natural de este y normalmente se conoce como producción primaria. El petróleo y el gas son desplazados hacia los pozos productores bajo producción primaria mediante : a) expansiónde fluido b) desplazamiento de fluidos c) drenaje gravitacional d) expulsión capilar. Cuando no existe ni acuífero ni inyección de fluidos, el recobro de hidrocarburos se debe principalmente a la expansión del fluido, sin embargo en crudo, este podría producirse mediante drenaje gravitacional. El uso de gas natural o inyección de agua es llamado producción secundaria y su principal propósito es mantener la presión del yacimiento (adición de energía), de modo que el término mantenimiento de presión normalmente se usa para describir procesos de recobro secundario. Cuando el agua procede de un acuífero o es inyectada en los pozos, el recobro es acompañado por un mecanismo de desplazamiento, el cual puede ser ayudado por drenaj

1.Petróleo negro . Consiste de una amplia variedad de especies químicas que incluyen moléculas grandes, pesadas y no volátiles. El punto crítico está localizado hacia la pendiente de la curva. Las líneas (iso-v olumétricas o de calidad) están uniformemente espaciadas y tienen un rango de temperatura amplio. Los primeros crudos de este tipo fueron de color negro, de allí su nombre. También se le llama crudo de bajo encogimiento o crudo ordinario. Estos crudos tienen GOR ≤ 1000 pcs/STB, el cual se incrementa por debajo del punto de burbuja. Bo ≤ 2 y API ≤ 45 y el contenido de C 7+ mayor o igual a 30 %. Las temperaturas del yacimiento son menores de 250 ° F. La gravedad decrece lentamente con el tiempo hasta bien avanzada la vida del yacimiento donde vuelve a incrementarse ligeramente. Este crudo es normalmente negro (compuestos pesados) aunque pude ser marrón o verduzco. Fig. 1.1 Fig. 1.1 Diagrama de fases para el petróleo negro 2.Petróleo volátil . El rango de tem