geomecanica del pozo

5/11/2018 Geomecanica Del Pozo - slidepdf.com

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La Optimización de Pozo y su Importancia

La optimización de la producción de hidrocarburos y el conocimiento de lascaracterísticas de los yacimientos a partir de datos de los pozos (tema de este libro)depende en gran medida de la calidad de los pozos. Se entiende por calidad la

capacidad de alcanzar la tasa estimada de producción y/o suministrar una cantidadsuficiente de datos del yacimiento con costos reducidos, siempre teniendo enconsideración la seguridad y el respeto por el medio ambiente. La calidad, sin duda,depende de un buen trabajo de planificación. Este capítulo se refiere a algunos delos aspectos de esta planificación, especialmente en la necesidad de considerartodos los aspectos relacionados a la perforación de pozos y, en particular, el caso delos pozos horizontales.

La construcción de un pozo se concentra cada vez más en garantizar su retornoóptimo, teniendo en cuenta las necesidades los diversos participantes en laoperación perforadores, ingenieros de producción, geólogos, geofísicos,petrofísicos, además de los inversionistas y directivos. Uno de los aspectosfundamentales consiste en cómo reconciliar estas necesidades y, cuando surgenconflictos entre ellas, cómo juzgar una con respecto a la otra. Un método utilizadoes, por ejemplo, el análisis de riesgo. La primera sección del capítulo describe elproceso del análisis de riesgo y señala cómo incluir las necesidades de la geociencia junto con las necesidades tradicionales de la perforación.

Los fluidos de perforación pueden tener un efecto importante sobre la tasa deproducción y la adquisición de datos. El problema de seleccionar el fluido adecuadoconstituye un muy buen ejemplo de la necesidad de considerar los requisitos de losdistintos grupos y balancearlos entre sí. La elección no siempre resulta obvia; porejemplo, el uso de un fluido que provoca daño en la formación puede ser adecuado

o no, dependiendo del tipo de completación y los planes de estimulación. Estasección se refiere a los factores involucrados y presenta los resultados obtenidoscon estudios de laboratorio que puede ayudar a cuantificar mejor estos factores.

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Resulta indudable que los pozos horizontales han estimulado gran atención en laplanificación de los pozos. La ubicación del pozo, la estabilidad del hoyo, los efectosde una sección muy larga del yacimiento son algunos de los aspectos que requierenuna lanificación más precisa e integrada. Se Recalca que siguiente muestra cómo

los datos de n pozo piloto se utilizaron para planificar la perforación y lacompletación de un pozo horizontal. En particular, el pozo piloto indicó que si se loperforaba con una trayectoria paralela a la dirección del esfuerzo mínimo se podríacompletar a hueco abierto, con lo cual se reduciría considerablemente la inversión.El pozo fue perforado y completado con todo éxito, y su producción fue el doble dela tasa de un pozo vertical típico en esa misma área. En la sección final se describela técnica de navegación de un pozo horizontal desde el punto de vista geológico y no geométrico. Esta teoría depende de la adquisición de datos de la formación tancerca de la mecha como sea posible; de una buena tarea de planificación; así comode una buena coordinación, y de la disponibilidad de un sistema de computaciónadecuado al pie del pozo. Una parte importante de la planificación consiste ensimular la respuesta de las mediciones para varios escenarios posibles, de manera

que cuando éstos ocurren durante la perforación se pueden tomar las decisionesnecesarias con mayor facilidad.

Fuente: Evaluación de Pozos

Avances Tecnológicos

Los avances logrados en la comprensión y la caracterización de las medicionesnucleares, han permitido mejorar la evaluación de formaciones en los pozos viejos,especialmente en los casos en que los datos obtenidos a hueco abierto sonlimitados. Hoy en día, es posible determinar con suficiente confianza la porosidad,

la litología y la saturación de agua a través del revestidor, en un alto porcentaje depozos de Venezuela. Estos adelantos permiten realizar estimaciones realistas de lapermeabilidad. La presión de las capas se puede obtener, en forma directa, a partirde pruebas especiales y de instrumentos operados por cable que efectúanmediciones de la formación a través del revestidor; o bien, en Las mejorasobtenidas en cuanto al diseño de los sensores y las mediciones de laboratorio, hanpermitido alcanzar una caracterización mucho más precisa del flujo, con y sin latubería de producción. En efecto, hoy en día es posible cuantificar el flujo bifásico otrifásico en los pozos horizontales. Por lo tanto, la tecnología actual permite unaevaluación completa de la formación, la hermeticidad hidráulica y el flujo de fondodel pozo en los pozos viejos y en la mayoría de los casos sin extraer la tubería de

producción.En el futuro, los sensores permanentes instalados dentro del hoyo, harán posible elmonitoreo continuo de las diferentes propiedades de los pozos y de los yacimientos.

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Breves Acotaciones de Hidrocarburos

Para describir los fluidos de yacimientos, los ingenieros a menudo utilizan términosclásicos aunque poco científicos que son de uso corriente en la industria petrolera,como bitumen, petróleo pesado, petróleo negro, petróleo volátil, condensado degas, gases húmedos y gases secos. Estas definiciones no tienen límites precisos de

aplicación y, por lo tanto, resulta difícil emplearlas en las áreas de transición entrepetróleo volátil y condensado de gas o entre petróleo volátil y petróleo negro. Venezuela cuenta con uno de los rangos de acumulaciones de hidrocarburos másamplios del mundo, que cubren todo el espectro de fluidos, desde los crudos extrapesados de la Faja del Orinoco hasta los yacimientos que producen gas seco,incluyendo la complejidad de los petróleos volátiles y los condensados de gasretrógrados del Norte de Monagas. Los fluidos de los campos del Norte de Monagasrepresentan un verdadero desafío desde el punto de vista de la extracción demuestras, puesto que su comportamiento es casi crítico.

Los petróleos volátiles o casi críticos son fluidos muy livianos que se presentan en

estado líquido en el yacimiento, puesto que la temperatura del yacimiento es muy cercana a la temperatura crítica del fluido. Estos petróleos exhiben una presión desaturación cercana a la del punto de burbujeo y tienen un alto grado de merma, quepor lo general, alcanza el 40% del espacio poroso del hidrocarburo para unareducción de presión de sólo 10 lpc.de ,manera general se puede considerar que laslíneas de calidad cercanas al punto crítico y a la temperatura del yacimiento seencuentran muy juntas y casi paralelas a la línea del punto de burbujeo. Cualquierdisminución de la presión por debajo de ese punto cortaría rápidamente la línea decalidad del 60%, indicando el alto grado de merma de estos crudos. De manerasimilar, en el caso de los fluidos que existen en estado gaseoso en las condicionesdel yacimiento, donde la temperatura es muy cercana a la temperatura crítica, unamínima reducción de la presión por debajo del punto de rocío da como resultado unalto porcentaje de formación de líquido. Este líquido, o condensado retrógrado, esrelativamente inmóvil comparado con la fase gaseosa, por lo cual, la producción

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será preferentemente gas, y no se producirá el preciado líquido. Las característicasfísicas de los petróleos volátiles y de los condensados retrógrados recuperados en eltanque de almacenamiento, pueden ser muy similares y no permiten realizar unaclasificación precisa de los tipos de fluidos del yacimiento.

En Venezuela existen muchos casos en los que, cuando el fluido es condensado degas, produce un líquido oscuro en condiciones normales de almacenamiento de 33 a35°API, mientras que algunos petróleos volátiles producen líquidos de colores máspálidos y de mayor densidad. En el otro extremo del espectro están los petróleospesados, los que constituyen un desafío debido a que sus propiedades físicas debenestar claramente definidas para poder diseñar los sistemas de levantamientoartificial adecuados, las instalaciones de producción en la superficie y las deexportación. Pequeñas cantidades de gas disuelto pueden alterar en gran medidalas propiedades de los fluidos tales como la viscosidad, la cual resulta fundamentalpara la simulación del yacimiento y los cálculos de la tasa de producción.

La importancia de obtener muestras de fluidos de buena calidad

Al estudiar el aspecto económico de las reservas de hidrocarburos, la capacidad deproducción estimada se debe evaluar con respecto al capital invertido y a los costosoperativos. Por lo tanto, una estimación muy precisa de las reservas recuperablesresulta de fundamental importancia para determinar la viabilidad económica delpotencial yacimiento. El cálculo de las reservas totales en sitio y la predicción de lasreservas recuperables dependen de la confiabilidad de los datos utilizados y constituye un elemento primordial durante las etapas iniciales del proyecto, cuandomuchas veces se dispone sólo de un mínimo de información. Los perfiles eléctricos,el análisis de núcleos, los estudios PVT y las pruebas de producción son

fundamentales para los primeros modelos económicos.

Más aún, el diseño de las instalaciones de producción, en la superficie depende porlo general de las propiedades de los fluidos, determinadas a partir de las muestrasobtenidas en pozos exploratorios y de evaluación. Si estas muestras proporcionanfluidos poco representativos, el costo implícito puede ser muy elevado.

Cuando se trata de hidrocarburos livianos, y en particular cuando la temperaturadel yacimiento es muy cercana a la temperatura crítica, la precisión de talesparámetros, como la temperatura del yacimiento y la presión inicial, se debeconsiderar desde una perspectiva totalmente diferente. Se señala que cambiopequeño de la temperatura o de la presión produce alteraciones drásticas en elcomportamiento PVT estimado del fluido. En tales casos, las técnicas de muestreoson de gran importancia para poder obtener muestras de alta calidad para pruebas



PVT (calidad PVT).

En muchos fluidos cercanos al punto crítico estudiados en Venezuela, no fueposible definir el tipo de fluido presente en el yacimiento hasta que no estuvierondisponibles los resultados de los estudios de laboratorio.

En algunos casos, se comprobó que dos zonas diferentes en el mismo pozocontienen diferentes tipos de fluido crítico en las condiciones originales del yacimiento, uno en la fase gaseosa y el otro en la fase líquida. La clasificacióncorrecta de un hidrocarburo también tiene importancia para poder definir la cuotaOPEP, el régimen fiscal, los acuerdos de coparticipación en la producción y otrosaspectos económicos.

Fuente: Pequeño Extracto de Evaluaciòn de Pozos

Publ i cado por T ineo Vasquez Yorange l en 21:56 0 comentar ios

Mojabilidad de los fluidos

A la hora de hacer el estudio de algún yacimiento es imprescindible tener en cuentatodas las características y propiedades de las rocas que conforman el yacimiento y los fluidos que se encuentran presentes en su espacio poroso, así como también esfundamental el estudio de las interacciones roca-fluido, el cual puede determinarsemediante un parámetro denominado mojabilidad que se define como la tendenciade un fluido a adherirse a una superficie sólida en presencia de otros fluidosinmiscibles, tratando de ocupar la mayor área de contacto posible con dicho sólido.La mojabilidad es una función del tipo de fluido (por lo general petróleo y agua) y de la superficie sólida (con referencia al medio poroso, roca).

En base a la mojabilidad, los fluidos pueden clasificarse en:

• Mojantes: Son aquellos que tienen la mayor tendencia a adherirse a la roca,por lo general es el agua ya que la mayoría de las rocas yacimiento sonpreferencialmente mojadas por agua.

• No mojantes: Los que no se adhieren a la roca o lo hacen parcialmente.

El estudio de la mojabilidad se hace a través de un ángulo θ denominado ángulo de

contacto el cual es definido como el ángulo formado entre la superficie y la líneatangente al punto de contacto entre la gota de líquido con la superficie. Este ángulodepende de la energía superficial del sólido, la energía interfacial y la tensiónsuperficial del líquido.



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Fig. 1 Mojabilidad de los fluidos.

Cuando θ menor a 90º el fluido es no mojante y mayor a 90º el fluido es mojante.Una tensión de adhesión de cero indica que los fluidos tienen igual afinidad por lasuperficie. La mojabilidad tiene sólo un significado relativo. Teóricamente, debeocurrir mojabilidad o no mojabilidad completa cuando el ángulo de contacto es 0° o180° respectivamente. Sin embargo, un ángulo de cero es obtenido sólo en pocoscasos.

Con referencia a la mojabilidad, los yacimientos pueden ser clasificados en: yacimientos hidrófilos y yacimientos oleófilos.

• Yacimientos hidrófilos:

-Poseen un ángulo de contacto θ menor a 90º

-El agua es la fase mojante.

-En los canales de flujo más pequeños del yacimiento, habrá solo desplazamientode agua.

-El petróleo se desplaza por los canales de flujo más grandes.

-La mayoría de los yacimientos petrolíferos son hidrófilos.



• Yacimientos oleófilos:

-Presentan un ángulo de contacto θ > 90º

-El petróleo es la fase mojante.

-En los canales de flujo más pequeños habrá solo desplazamiento de petróleo; el

agua se desplaza por los canales más grandes.-Pocos yacimientos son oleófilos.

Diversos factores pueden ser afectados por la mojabilidad, como lo es:



-La localización y saturación de agua irreducible.

-La distribución de los fluidos en el yacimiento, es decir, localización de petróleo y agua en el espacio poroso.

-El valor y la localización del petróleo residual.

-El mecanismo de desplazamiento.

El hecho de que una roca sea mojable por petróleo o por agua, incide en numerososaspectos del desempeño del yacimiento, particularmente en las técnicas deinyección de agua y recuperación mejorada del petróleo. Suponer que unaformación es mojable por agua, cuando en realidad no lo es, puede ocasionar dañosirreversibles en el yacimiento.

Fuente:http://quipu.uni.edu.pe/OtrosWWW/webproof/acade/fipp/lucioc/mojabilidad101.html, http://www.slb.com/media/services/resources/oilfieldreview/spanish07/aut07/p44_61.pdf ,láminas de las clases de yacimientos I del profesor Gustavo Prato.

Publ i cado por Yus i Monte ro la en 13:44 0 comentar ios

Sistemas de Producción. Definiciones Importantes

Un sistema de producción es aquel que tiene la capacidad de transportar fluido del yacimiento hasta la superficie y separarlo en petróleo, gas y agua. Si es necesario, elpetróleo y el gas, son tratados y preparados para la venta o el transporte desde elCampo. Cualquier caudal de agua producido, también es tratado y preparado parasu re-inyección en el reservorio.Los elementos mecánicos básicos del sistema de producción son:1. Pozos2. Líneas de Conducción3. Colector de Producción4. Separadores y equipamiento de proceso5. Instrumentos de medición

6. Recipientes de Almacenamiento

http://quipu.uni.edu.pe/OtrosWWW/webproof/acade/fipp/lucioc/mojabilidad101.html

http://www.slb.com/media/services/resources/oilfieldreview/spanish07/aut07/p44_61.pdf





http://ingenieria-de-petroleo.blogspot.com/2009/01/sistemas-de-produccion-definiciones.html


http://quipu.uni.edu.pe/OtrosWWW/webproof/acade/fipp/lucioc/mojabilidad101.html

http://www.slb.com/media/services/resources/oilfieldreview/spanish07/aut07/p44_61.pdf






Un pozo puede ser definido como un conducto o interfase, entre el petróleo y gasdel reservorio y las facilidades de superficie. Esta interfase es necesaria paraproducir el fluido del reservorio a la superficie. En la Performance del pozo, el volumen de drenaje del reservorio que fluye hasta el pozo juega un papel muy importante. Un pozo combinado con el drenaje de un reservorio, comúnmente esllamado sistema de producción de petróleo o gas. Un sistema de producción está

compuesto por los siguientes componentes:

• Medio Poroso• Completación (Estimulación, Punzado, y Engravado)• Conducto vertical u horizontal o inclinado con válvulas de seguridad y placas dechoque.• Un sistema de levantamiento Artificial, tal como bombas, válvulas de gas-Lift, etc.• Líneas de Conducción horizontales con placas de choque y otros componentes decañerías como válvulas, codos, etc.Definiciones Importantes

1. Permeabilidad (k): Es una propiedad de la Roca la cual mide la capacidad detransferencia que tienen los fluidos para atravesar la roca. En su forma más simple,la ley de Darcy, se aplica a una losa rectangular de roca, que tiene la siguienteforma:Espesor (h): El espesor útil es el espesor promedio de la formación permeable, quecontiene el área de drenaje por la cual el fluido fluye hacia el pozo. Este no essolamente el intervalo punzado o el espesor de formación encontrado por el pozo.3. Radio de drenaje (re)Es la distancia comprendida desde el centro del pozo y el límite de volumen de rocapermeable al cual se le interrumpe la presión estática. Se lo llama radio de drenaje,

ya que en la mayoría de los casos se asume un flujo radial desde el reservorio haciael pozo.4. Presión promedio de reservorio (pr)



Esta es la presión promedio de reservorio que se asume como la presión estáticaque se desarrolla a una distancia del pozo igual al radio de drenaje. Para mayoresdistancias que re, la presión se mantiene constante. Este valor de presión se pudeobtener de ensayos de formación tipo Build up o Drawdown. Se puede observar enla figura siguiente, el perfil de presiones tipo para un reservorio sin daño de

formación.

5. Presión dinámica de fondo (Pwf)Esta es la presión que se desarrolla en la cara de la formación, o sea en las paredesdel pozo donde se encuentran los punzados. Esta se puede determinar con Ensayosde Formación, Perfiles de Presión o con sensores de fondo. Su valor puede varíanpara pozos con cierta proximidad y afectados a la misma formación debido al daño

que se haya en el volumen de roca en las cercanías del pozo.6. Diferencial de Presión (Drowdown pressure, (pr-pwf))Esta es la diferencia entre la presión estática del reservorio y la presión dinámica defondo. Esta influye en el desempeño del pozo, ya que una gran diferencia de presiónnos indica como es la permeabilidad que tiene la formación, ya que esta esinversamente proporcional a la diferencia de presión.

Tomado de http://www.oilproduction.net/ nota técnica. Conceptos de wellperformance por Marcelo Hirschfeldt. OilProduction.net – Rodrigo Ruiz. UNPSJB

Publ i cado por Pab lo A rve lo en 8:59 0 comentar ios 2 7 e n e r o 2 0 0 9

Bombas De Cavidad Progresiva

Una BCP consiste en una maquina rotativa de desplazamiento positivo, compuestapor un rotor metálico, un estator cuyo material es elastomero generalmente, unsistema motor y un sistema de acoples flexibles.

Equipos De superficie

• Cabezal Giratorio: Sostiene la sarta de cabillas y la hace rotar.

• Motor: Acciona el cabezal giratorio a través de poleas y cadenas.

http://www.oilproduction.net/




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• Barra Pulida y Grapa: Esta conectada a la sarta de cabillas y soportadadel cabezal giratorio mediante una grapa.

• Prensa Estopa: Sella espacios entre la barra pulida y la tubería deproducción.

Equipo De Subsuelo

• Tubería De Producción: Comunica la bomba de subsuelo con el cabezal yla linea de flujo.

• Sarta De Cabillas: Conjunto de cabillas unidas entre si introducidas en elpozo.

• Estator: Hélice doble interna, fabricada con un elastomero sintéticoadherido dento de un tubo de acero.

• Rotor: Consiste en una hélice externa con un área de sección transversalredondeada y tornada a precisión.

• Elastomero: Es una goma en forma de espiral y esta adherida a un tubo de

acero el cual forma el estator.

Diseño

Consiste en un engranaje helicoidal enroscado extremo simple (rotor), el cual rotaexcentricamente dentro de un engranaje helicoidal enroscado interno doble(estator).

Funcionamiento

Un motor transmite movimiento rotacional a una sarta de cabillas a través de

distintos engranajes, esta sarta de cabillas hacen girar al rotor, formandocavidades progresivas ascendentes. El crudo se desplaza hasta la superficie por efecto del rotor que gira dentro del estator fijo.

Ventajas

• Altas eficiencias volumétricas.• Produce fluidos mas viscosos.• Capacidad de bombear arena y gas libre.• Buena resistencia a la abrasión.• Utilizacion de motores mas pequeños y por ende menores costos de

levantamiento.• Relativamente silenciosa.• Menor costo de capital comparado con otros métodos de levantamiento

artificial.• Ocupa poco espacio en la superficie.

Desventajas

• El elastomero se incha o deteriora en exposición a ciertos fluidos.• El estator tiende a dañarse si la bomba trabaja al vació.• La temperatura a la profundidad de la bomba afecta el elastomero.•

No opera con eficiencia a grandes extensiones de cabillas necesarias.• No se emplea en crudo livianos.



Se sugiere utilizar las BCP con crudos entre 8 y 21 grados API y con bajócontenido de aromáticos.

Aplicaciones

•

Explotacion del petróleo pesado o liviano.• Pozos Derivados.• Explotacion de pozos de gas.

Conclusión

Aunque el sistema de bombeo puede parecer complejo, el principio defuncionamiento de la BCP es sencillo, los componentes primordiales son el rotor yel estator.

El desarrollo de las BCP en los últimos años ha estado dirigido principalmente a la

investigación de los materiales de fabricaciòn de las bombas. En este sentido handesarrollado una amplia gama de elastomeros. También se han hecho progresosen el área de automizacion de sistemas.

Información tomada de: Peñalosa Ordoñez, Lourdes, "Estudio De Optimizacion DeSistemas Por Bombas De Cavidad Progresivas Aplicado Al Campo Mene Grande",Trabajo Especial De Grado presentado ante la ilustre Universidad Central deVenezuela, Caracas, 1999.

Publ i cado por kar lene Reyes en 23:26 0 comentar ios

Transporte Y Almacenamiento De Hidrocarburo

Para proceder al transporte,almacenamiento y venta de las ingentes cantidades depetróleo bruto, como de los derivados que entran anualmente en el mercado y quehan de ser transportados desde los centros de producción o refinerías hacia loscentros elaboradores o de consumo, así como para llevar a cabo la distribución delos productos elaborados a los diversos consumidores, se utilizan los llamadosOLEODUCTOS, GASODUCTOS Y POLIDUCTOS que se utilizan tanto para eltransporte de petróleo bruto desde el campo petrolífero hasta la refinerías o puertode embarque. Hoy en día para transportar el crudo de zonas costa afuera se usangeneralmente TANQUEROS, BUQUES Y SUPERTANQUEROS, por sus

facilidades en vías marítimas existentes. El crudo producido en la industria esenviado hacia las estaciones reductoras en el área de operaciones y de allí esbombeado en forma continua a los PATIOS DE TANQUES, en donde se tratan deremover el agua y gas que contiene, y se almacena y bombea hacia los terminaleso a la refinerías para procesarlos y expotarlos.

1. Oleoductos: Es el conjunto de instalaciones que sirve de transporte por tubería de los productos petrolíferos líquidos, en bruto o refinados. eltermino "oleoducto" comprende no solo la tubería troncal que es aquellaque se extiende desde el área de producción, sino también las instalacionesnecesarias para la explotacion del crudo denominadas patio de tanques.

Las Tuberías de transporte pueden ser clasificadas debido a su importancia



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y al tipo de producto que transportan, según su importancia se clasifican en:oleoductos troncales o primarios y en oleoductos secundarios.

2. Gasoductos: Conducen el gas natural que puede producirse desde unyacimiento de gas libre o asociado a plantas separadoras y fraccionadoras.A partir de dichos procesos de separación, el gas ya tratado entra a los

sistemas de transmisión para ser despachado al consumidor industrial ydomestico.

3. Poliductos: Son redes de tuberías destinados al transporte dehidrocarburos o productos terminados.

4. Patios De Tanques: Son lugares donde se recibe el petróleo bombeadodesde los campos petrolíferos, en el pasan por una serie de procesos enlos cuales se le remueve el agua y la sal que contiene, se almacena, seafora y se bombea hacia los terminales y refinerías, con la finalidad de ser refinado y/o exportado. Esta constituido por: tanques para almacenamientode crudo, estaciones de bombas, de tratamiento , calentadores y tanquesde lavado.

5.Terminales De Embarque: Son instalaciones que reciben crudosprovenientes de los patios de tanque y los productos elaborados por lastuberías con el fin de almacenarlos y luego embarcarlos hacia distintossitios del país (cabotaje) o del mundo (exportaciòn). La mayoría de estosterminales consta de dos tipos de instalaciones principales: Los TanquesDe Almacenamiento y El Conjunto DE Muelles, Atracadores y Diques.

6. Tanqueros: Esta constituida por las unidades de las compañias petroleras,de armadores independientes y de los gobiernos.

7. Buques: Son a su vez enormes barcos dotados de compartimientos ysistemas especialmente diseñados para el transporte de petróleo crudo,gas, gasolina o cualquier otro derivado. Son el medio de transporte mas

utilizado para el comercio mundial del petróleo.8. Supertanqueros: Se creo luego de terminar La Segunda Guerra Mundialya que se requeriría mayor numero y mejores buques para remplazar lostanqueros, buque con mayor capacidad de almacenaje, lo que permitio ungran avance en materia de Transporte Marítimo.

Información tomada de: Barberi, Efrain E. "El Pozo Ilustrado" LAGOVEN, S.A.,Filial De Petróleos De Venezuela, S.A., 4ta Edicion. Caracas, Venezuela.1998. pp.353-356.

Publ i cado por kar lene Reyes en 21:32 0 comentar ios

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Influjo de agua (We)

Un acuífero se define como estrato o formación geológica que almacena y transmiteagua (permite la circulación de agua a través de sus poros o grietas) permitiendoque pueda ser explotado en cantidades económicamente apreciables.Los acuíferos pueden tener diferentes características, pueden ser acuíferosconfinados o cerrados que no tiene contacto con fuente externa alguna, o puedentener un extenso afloramiento que permite que fuentes externas de aguamantengan inalterable su capacidad de aporte de energía expulsiva.



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Un alto porcentaje de los yacimientos de hidrocarburos están asociados a éstoscuerpos de agua (acuífero) y de cualquier manera, estos constituyen una fuente deenergía natural para los yacimientos.

En general, se define el límite inicial entre el yacimiento y el acuífero asociado como

contacto agua/petróleo. Sin embargo, la naturaleza de la roca/yacimiento y lasdensidades agua/petróleo pueden generar la existencia de amplias zonas detransición entre ambos fluidos, como resultado del balance entre las fuerzascapilares y las fuerzas gravitacionales.

Se definen como yacimientos volumétricos aquellos que no tienen entrada naturalde fluidos. Generalmente, al hablar de influjo natural de fluidos se piensainmediatamente en agua ya que comúnmente este fluido es el que entra en el volumen control del yacimiento (volumen bruto), que inicialmente está ocupadopor la acumulación de hidrocarburos con su agua connata. Sin embargo, hay casosen los cuales una acumulación inicialmente volumétrica puede recibir fluidos deotra acumulación, de manera accidental o no deliberada en este caso se pueden dar

mediante la inyección planificada de fluidos.

Fig.1 Acuíferos

La presencia de un acuífero asociado a un yacimiento puede ser detectada de lassiguientes maneras:

-Por perfilaje.

-Por producción de agua.

-Por balance de materiales.

Np = Petróleo producido

N= Petróleo original in-situ

Bt=Factor de volumen total de formación.

Bti=Factor de volumen total de formación para un momento i.



Bgi= Factor de volumen de gas de formación para un momento i.

m=Relación entre el volumen inicial de gas libre en el yacimiento y el volumeninicial de petróleo en el yacimiento.

Bg=Factor de volumen de gas de formación.

Wp=Agua acumulada producida.

Bw=Factor de volumen del agua de formación.

Bo = Factor volumétrico de formación del petróleo

We=Influjo acumulado de agua (Intrusión).

Rp=Relación gas-petróleo acumulada.

Rsi=Relación gas-petróleo en solución para un momento i.

Rs=Relación gas-petróleo.

Sw = Saturación de agua, fracción.

Cw, Co, Cg=Compresibilidad del agua, del petróleo y de gas.

Cf=Compresibilidad del volumen poroso

P=Presión estática del yacimiento

ΔP=Pi - P

i=inicial

En la aplicación de balance de materiales, se sugiere un procedimiento paradetectar y cuantificar la presencia de un acuífero activo asociado a un yacimientoaunque no necesariamente haya producido agua, el cual se basa en suponer que noexiste influjo de agua (We=0) y calcular el volumen de petróleo original en sitio (N),empleando un cálculo repetitivo que utiliza la historia de presión/producción. Si

con esta historia se obtiene un valor relativamente constante de N, se puede afirmarque en efecto el yacimiento no está asociado a un acuífero activo; y si de lo contrariolos valores de N son cada vez mayores a medida que avanza en producción, sepuede afirmar que el yacimiento está asociado a un acuífero activo. Si el valor de Nes confiable, se puede utilizar la EBM para calcular los valores de agua de intrusión(We) a medida que ha pasado el tiempo, partiendo de la historia depresión/producción.

El estudio de la presencia de influjo de agua en un yacimiento puede efectuarserelacionándolo con otros dos parámetros, el estado de agotamiento y el tiempo:

• Influjo de agua vs. estado de agotamiento: El concepto de balance demateriales descrito por su ecuación (EBM) contempla la posible entrada



progresiva de agua (We) al volumen de control, de manera natural, para estoes necesario que se cumplan dos condiciones:

1. Que la acumulación de hidrocarburos esté en contacto directo con elacuífero.

2. La existencia de un diferencial importante de presión entre el cuerpo deagua y la acumulación de hidrocarburos. Se requiere que a nivel del contactoagua/petróleo se reduzca la presión estática (Pe) de la zona de hidrocarburospara que sólo luego el cuerpo de agua cualquiera que este sea, reaccione consu entorno para esta caída de presión.

El acuífero aporta a la acumulación un volumen de agua (We) que se puederelacionar con cuatro factores:

-El tamaño del acuífero y/o sus características para rellenarse.

-La caída de presión estática en el contacto agua/petróleo (Pi-Pe).

-Las propiedades de la roca, particularmente en el acuífero.

-El tiempo durante el cual se ha aplicado o sostenido la caída de presión en elcontacto agua/petróleo.

• Influjo de agua vs. tiempo: El influjo de agua (We) depende del tiempo queha estado activo en el contacto agua/petróleo cada paso o caída de presión.Sin embargo, en la EBM el influjo acumulado de agua a una presión dada(Pe) sólo representa un volumen que se traduce a masa, sin importar comoni cuanto tiempo se ha requerido para alcanzarlo, de esta manera We seexpresará en términos de balance de materiales como función de Pepromedio del yacimiento al cual entra y del cual se produce Wp. Paraconvertir We vs. Pe a We vs. t, solo se requerirá disponer de Pe vs. t.

Fuente: Yacimientos de Hidrocarburos (Tomos II yIII) de Efraín Barberii y Martín Essenfeld,


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Tipos de separación gas-líquido

Las técnicas de laboratorio usadas para obtener el comportamiento PVT debensimular los tipos de separación gas-líquido que ocurren durante la producción degas condensado desde el yacimiento hasta los separadores. Dos tipos de separación

se pueden presentar: Diferencial e Instantánea (Flash).





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Separación DiferencialPor definición, separación diferencial es aquella donde la composición total delsistema varía durante el proceso. En este caso el gas separado es removido parcial ototalmente del contacto con el condensado retrógrado. Inicialmente la celda tiene

una cierta cantidad de gas condensado a una presión mayor o igual a la de rocío(P1>Proc.) y a una temperatura T. Se expande el gas hasta alcanzar una presión P2(P2

Separación InstantáneaEn la separación instantánea todo el gas permanece en contacto con el líquido, loque significa que la composición total del sistema permanece constante durante elagotamiento de presión. La disminución de presión durante el proceso se obtieneretirando el pistón de la celda. Más líquido se condensa en la separacióninstantánea que en la diferencial debido a que en la separación instantáneapermanece mayor cantidad de gas en el sistema del cual más y más componentespesados se pueden condensar al disminuir la presión.

El proceso de separación gas-líquido en el yacimiento depende de la saturación decondensado retrógrado. Al disminuir la presión del yacimiento por debajo de lapresión de rocío, el líquido condensado permanece inmóvil en contacto con el gashasta alcanzar una saturación mayor que la crítica. El gas remanente se moveráhacia los pozos de producción y la composición del sistema gas-líquido estarácambiando contínuamente. Bajo estas condiciones, el proceso de separación serátipo diferencial con la fase líquida inmóvil y la gaseosa moviéndose continuamente.

En las tuberías de producción, líneas de flujo y separadores las fases gas y líquido semantienen en contacto sin cambio apreciable en la composición total del sistema, y en agitación permanente lo cual permite el equilibrio entre las fases. Bajo estascondiciones, el proceso de separación es tipo instantáneo (flash).

Fuente: B. Craft


Daño A La Formación (DF). Causas y Consecuencias

Las operaciones de campo como perforación, completación, Work-over, producción y estimulación, es una de las causas más importante que generan el llamado daño ala formación existen pruebas de laboratorio que evidencian la actuación de estasoperaciones reparar el DF es difícil y requiere de altos costos lo más adecuado seríaprevenirlo.

Primordialmente el origen del DF está ligado a factores como: El transporte y entrampamiento de sólidos finos y/o Ciertas reacciones químicas entre fluidosinvasivos y roca reservorio.

Para evitar el DF por perdida de permeabilidad o estimular eficazmente un pozo es

importante que se determine con gran exactitud el mecanismo del DF.

Analizando una roca yacimiento tal como una arenisca, se notara que los fluidos





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que se muevan a través de los poros tropezaran con condiciones críticas de flujo,caminos porales tortuosos, paredes porales rugosas con alta superficie específica y minerales reactivos tales como arcillas, micas, feldespatos, y compuestos de hierro.Los fenómenos de entrampamiento, migración de sólidos y reacciones deintercambio fluido – sólido tienen lugar en el sistema poral que es un medio ideal

para estos procesos. Al mismo tiempo la naturaleza física del sistema poral, y lacomposición de las especies minerales y el grado de reactividad de los mismosfrente a un fluido externo.

En un modelo simple la permeabilidad de cualquier formación arcillosa (Clay bearing) depende en gran medida del grado de tenacidad de la unión entre laspartículas individuales. La permeabilidad será máxima si todas las partículas estáncompactadas y agregadas y mínimas si están dispersas y circulando con los fluidos.

Fluidos y rocas reservorio han permanecido en equilibrio por millones de años, lairrupción de un pozo genera un flujo de fluidos desde el interior del reservorio haciael pozo. Este solo hecho puede generar un tipo de DF conocido como migración de

finos.

El segundo factor generador de DF es el ingreso al reservorio de fluidos foráneosque llamaremos invasivos usados durante la perforación y para realizar distintaspruebas en el pozo. Algunas de las consecuencias que generan estos fluidos invasivos al ser usados endistintas operaciones de pozos se muestran a continuación:

Es notable que lamayoría de los posibles mecanismos de DF están vinculados con la presencia deminerales de arcilla dentro del yacimiento. Lo que indica que la presencia de lasmismas es potencial para generar DF por tal razón para evitar el DF es precisoestudiar el tipo de arcilla presentes en la formación y su reacción con distintosfluidos.



Por lo tanto se puede decir que el DF es cualquier proceso que deteriore lapermeabilidad de la roca reservorio y disminuya la producción o la inyectividad.Las arcillas son los minerales reactivos de la roca reservorio frente al agua invasivade cualquier origen (sin incluir los ácidos que reaccionan con disolución deminerales).

Unas de las consecuencias más catastróficas que generan el contacto entre un aguainvasiva y las arcillas de la formación son el conocido fenómeno del hinchamientode arcillas y el no menos importante defloculacion de arcillas que comúnmente sonconfundidos.

El fenómeno de hinchamiento de arcillas es característico de las arcillas smectíticas(Montmorillonitas). La doble capa eléctrica se origina entre el desbalance negativode la superficie de la arcilla y los iones de agua que rodean el cristal de la arcilla(Cationes).

Si los cationes son escasos (aguas dulces), el carácter polar de la molécula de aguahace que esta sustituya a los mismos pero, como su molécula es más voluminosa,“destruye” el cristal (téngase en cuenta que la doble capa eléctrica se extiende entodo el volumen y entre las capas constitutivas de la columna arcillosa). Laexpansión de la arcilla hace que la misma se disgregue, rompa y migre.

El fenómeno de defloculación de arcillas es diferente aunque sus consecuenciaspueden también ser graves para el reservorio. Este fenómeno se debe a la alteraciónde las fuerzas electrostáticas entre partículas de arcillas. En aguas salinas la doblecapa eléctrica o difusa se encuentra contraída pero en aguas dulces expandida.Cuando las fuerzas de repulsión son mayores que las de atracción (de Van der Waals) la arcilla se deflocula (las partículas coloidales se rompen) y la arcilla se

hace migratoria.

Tomado de www.oilproduction.com Arcillas, rocas reservorio y daño de formación por Juan CarlosSotomayor y Alberto Lijó GPA Estudios y Servicios Petroleros S.R.L.

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Fracturas de los yacimientos

Actualmente, el estudio de los yacimientos naturalmente fracturados representa un

desafío para la industria del petróleo y el gas, lo que se plantea en términos dedetección, caracterización y modelado de fracturas, y simulación de yacimientos.Para explotarlos de manera adecuada es preciso identificar y modelar los sistemasde fracturas (superficies planas de discontinuidad,en donde la roca ha perdidocohesión y los procesos de deformación y alteración de la misma pueden serocupadas por fluidos), cavidades de disolución y bloques de matriz. Esto requiereaplicar, de manera consistente, diversas fuentes de información de tipo estático y dinámico.

Los yacimientos naturalmente fracturados plantean una paradoja relacionada conla producción. Incluyen yacimientos con baja recuperación de hidrocarburos: estos

yacimientos pueden parecer altamente productivos al comienzo pero su produccióndeclina rápidamente. Además, se caracterizan por la irrupción temprana de gas oagua. Las fracturas naturales pueden ayudar a transformar las rocas con una

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permeabilidad de matriz baja, en un yacimiento productivo, pero también puedencomplicar la recuperación de los hidrocarburos en los yacimientos de altapermeabilidad.Las zonas naturalmente fracturadas son importantes y se le busca con atención enlas rocas de yacimiento debido al drenaje y al aumento considerable de la

permeabilidad que se preven en dichas zonas. Aunque las fracturas pueden tener unefecto significativo en la permeabilidad total de una roca, generalmente tienen pocoefecto sobre la porosidad, las saturaciones u otras características petrofísicas de laroca. En los yacimientos carbonatados, las fracturas naturales ayudan a generarporosidad secundaria y estimulan la comunicación entre los compartimientos del yacimiento. No obstante, estos conductos de alta permeabilidad a veces entorpecenel flujo de fluidos dentro de un yacimiento, conduciendo a la producción prematurade agua o gas y haciendo que los esfuerzos de recuperación secundaria resultenineficaces.

Fig. 1 Fractura

Las fracturas naturales generalmente presentan ciertas características constantes:

-Son aproximadamente perpendiculares a el echado; sin embargo, esto no excluyela posibilidad de fracturas horizontales, aunque éstas son mucho menos frecuentes y menos grandes que las subverticales.

-Están orientadas de acuerdo con uno o varios rumbos prevalecientes. Ya que lasfracturas a menudo son el resultado de tensiones tectónicas, el rumbo prevalecientede las fracturas coinciden con la orientación de la fallas en la región.

-Se producen en rocas compactas en las que el agujero generalmente sería cilíndrico y calibrado si no hubiera fracturas.

-Solamente las fracturas que están al menos parcialmente abiertas son útiles desdeel punto de vista de la producción.

Si bien casi todos los yacimientos de hidrocarburos son afectados de alguna manerapor las fracturas naturales, los efectos de las fracturas a menudo se conocen enforma imprecisa y en gran medida se subestiman. Ignorar la presencia de lasfracturas no es una práctica óptima de manejo de yacimientos; tarde o temprano, es



imposible ignorar las fracturas porque el desempeño técnico y económico del yacimiento se degrada. El mayor riesgo que implica la falta de una caracterizacióntemprana de las facturas naturales es que tal omisión puede limitar severamente lasopciones de desarrollo de campos petroleros.

Detección de fracturas: las herramientas de registros para detectar la presenciade fractura están diseñadas para responder a diferentes características del pozo. Algunas herramientas responden principalmente a la litología, unas a la porosidad y otras a las saturaciones de lodos. Desafortunademente, ninguna respondeprincipalmente a las fracturas aunque éstas, en particular abiertas, pueden afectarla respuesta en algunas herramientas de registro. Las mediciones que más seefectúan con estas herramientas son, mediciones sónicas, mediciones de densidad,mediciones de calibración de pozos, entre otras.

En la búsqueda de fracturas con mediciones de registros, es necesario comprenderla geometría de todas las mediciones involucradas. La búsqueda se concentrageneralmente en áreas donde se sospeche su presencia por las siguientes razones:

-Extrapolación de observaciones de afloramientos.

-Aumento de la velocidad de penetración de la broca.

-Presencia de cristales en los cortes de perforación.

Mediciones sónicas: Las mediciones basadas en la propagación de ondas sónicasresponden a las propiedades mecánicas de la roca y el medio no las afecta. En zonasfracturadas, la apariencia del tren de ondas, muestra cambios repentinos, zonas barrosas, formas en V invertida, etc. Tales anomalías de propagación pueden serprovocadas por fracturas.

Mediciones de calibrador de pozos: para perforar una zona fracturada, los bordesrocosos de las fracturas a menudo se despostillan, lo que agranda el agujero en elplano del sistema de fractura. Agrandamiento del agujero y en particular sualargamiento en una formación que debería tener un agujero circular y calibrado,puede indicar fracturas. Perforación direccional, agujero desviado, perforación através de capas inclinadas, estructura porosa orientada y otros factores puedenprovocar el alargamiento de la sección transversal del agujero.



Fig. 2 Detección de fracturas.

Clasificación de las fracturas: En el laboratorio, los tipos de fracturas sedividen en dos grupos relacionados con su modo de formación: las fracturas poresfuerzo de corte (cizalladura) que se forman con la cizalladura paralela a lafractura creada y las fracturas por esfuerzos de tracción que se forman con unatracción perpendicular a la fractura creada.

Las fracturas por esfuerzo de corte y las fracturas de tracción descriptas a partir deexperimentos de laboratorio poseen contrapartes netas que existen naturalmente;las fracturas por esfuerzo de corte corresponden a fallas, mientras que las fracturasde tracción corresponden a grietas.

Clasificación de los yacimientos fracturados: Los yacimientos fracturados seclasifican en base a la interacción existente entre las contribuciones de porosidad y permeabilidad relativas tanto del sistema de fracturas como del sistema de matriz.

En los yacimientos de Tipo 1, las fracturas proveen tanto los elementos de

porosidad como los elementos de permeabilidad. Los yacimientos de Tipo 2 poseen baja porosidad y baja permeabilidad en la matriz y las fracturas proveen lapermeabilidad esencial para la productividad. Los yacimientos de Tipo 3 poseenalta porosidad y pueden producir sin fracturas, de manera que las fracturas en estos yacimientos proveen permeabilidad adicional. Los yacimientos de tipo M poseenalta porosidad y permeabilidad matricial, de manera que las fracturas abiertaspueden mejorar la permeabilidad, pero las fracturas naturales a menudo complicanel flujo de fluidos en estos yacimientos a través de la formación de barreras. Otraclase de yacimientos, los de Tipo G, ha sido creada para los yacimientos de gasfracturados no convencionales, tales como los yacimientos CBM, y para los yacimientos de gas condensado fracturados.



Fuente: Principios/Aplicaciones de la Interpretación de Registros,http://petrotecnologia.blogspot.com/2008/02/la-naturaleza-de-los-yacimientos.html


Nuevas Tecnologías En Sistemas De Producción Bajo El Mar

A medida que aumentan las profundidades de las aguas de desarrollo submarino y las longitudes de alcance de pozos, los operadores requieren métodos de tecnologíamás avanzada y más económicos para producir reservas a lo largo de la vida de loscampos en aguas profundas. Las novedosas soluciones para producción de distintascompañías elevan los fluidos desde los campos submarinos en aguas profundaspara maximizar la producción y minimizar los costos, expandiendo por ende loslímites de desarrollo económico de la tecnología submarina.

Las soluciones ESP de levantamiento (boosting) de Centrilift son más eficientes que

muchos otros sistemas de bombeo artificial y tienen un desempeño probado deoperación en condiciones de altas temperaturas y presiones, lo que las hace idealespara entornos submarinos. La tecnología de ESP puede producir altos volúmenesde fluido (hasta 150.000 bpd), tiene un amplio rango operativo y puede suministrarel empuje necesario (de más de 5000 psi) para elevar el flujo de producción a laplataforma.Centrilift ofrece sistemas duales eléctricos sumergibles de bombeo (ESP) en pozo,sistemas de levantamiento en lecho marino y sistemas de levantamiento instaladosen montante. Cada opción brinda distintas ventajas, dependiendo de lasnecesidades generales de producción de los campos submarinos.

• Los sistemas dualesESP en pozo localizados cerca del reservorio maximizan la recuperación total dereservas y los sistemas redundantes brindan máxima confiabilidad para reducir loscostos totales.

http://petrotecnologia.blogspot.com/2008/02/la-naturaleza-de-los-yacimientos.html





http://ingenieria-de-petroleo.blogspot.com/2009/01/nuevas-tecnologas-en-sistemas-de.html


http://petrotecnologia.blogspot.com/2008/02/la-naturaleza-de-los-yacimientos.html






El sistema en el pozopuede combinarse con sistemas de levantamiento(booster) en el lecho marino para maximizar la producción.

• Los sistemas delevantamiento ESP booster en el lecho marino son una alternativa económica a lossistemas en pozo. La instalación y la intervención de los sistemas sobre lechomarino puede realizarse con buques de propósito general sin necesidad de costososequipos de perforación.

CARACTERÍSTICAS Y BENEFICIOS



Tomado de www.oilproduction.net Sistemas de Producción Bajo el Mar por PeterLawson, Ignacio Martinez y Kathy Shirley, Centrilift - Fuente: InDepth Magazine-Centrilift - http://www.bakerhughesdirect.com


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Breve Acotación del Gas

El gas natural representa una fuente de energía importante para el futuro, pues yase ha hablado de los beneficios que trae su uso. Se puede emplear comocombustible, disminuyendo la contaminación del medio ambiente por parte de losgases que se producen por efecto del uso de gasolina. Así como este, otros usosimportantes pueden ser dados al gas natural para mejorar los procesos industrialesque se llevan a cabo diariamente en diferentes industrias, algunas relacionadas conel petróleo y otras no.

Los yacimientos de gas deberían ser tomados en cuenta de una manera másprimordial, pues representa la posibilidad de no depender del petróleo solamentecomo fuente de energía principal. Se debe brindar más apoyo en el estudio y análisis de estos yacimientos, para poder conocer el comportamiento de presión,producción y parámetros asociados a la explotación correcta del mismo. Sinembargo, existen pocos estudios al respecto, debido a que el petróleo ocupa la granparte del mercado de los hidrocarburos.





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Ya dentro de los estudios realizados se observan grandes avances, como los

realizados por Russell y Goodrich y Al-Hussainny, Ramey y Crawford,quienes estudiaron las técnicas para linealizar la ecuación diferencial que regula elflujo de un gas real a condiciones de yacimiento. Otro aporte muy importante fuehecho por Darcy, quien incluyó en las ecuaciones el coeficiente de resistenciainercial, el cual se presenta a altas tasas de flujo, como ocurre en algunos casos deflujo de gas.

A pesar de estos estudios, los resultados siguen presentando errores y restriccionesen el uso de las ecuaciones, los cuales deben ser estudiados para lograrminimizarlos y poder obtener un mejor conocimiento sobre el comportamiento delos yacimientos de gas natural.

Extractos sintetizadosFuente: John Lee. Pozos de Gas, Well Testing, New York: SPE of AIME, 1982

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Descripción de yacimientos

Uno de los propósitos de la industria petrolera es en particular determinar laspropiedades petrofísicas de los yacimientos para lograr una buena descripción delos mismos. Los yacimientos presentan variaciones complejas de continuidad,

especialmente en sus propiedades relativas al espacio poroso (porosidad,permeabilidad, etc.). Estas variaciones reflejan el proceso de depósito original y loscambios diagenéticos y tectónicos consecuentes y su grado de complejidad puedeprovocar que los modelos sencillos sean inadecuados para predecir el rendimientodel yacimiento y para diseñar un esquema de administración de la producción delcampo que optimice el rendimiento. Se ha vuelto más claro para los ingenierospetroleros que la optimización del rendimiento depende de manera crucial de lacalidad de la descripción del yacimiento. Una clave para una buena descripción esla utilización e integración máximas de los datos de todas las fuentes posibles, yaque ninguna fuente de datos por sí sola puede proporcionar una descripcióncompleta del yacimiento. Cada fuente de datos está sujeta a limitaciones y errores.Sin embargo, se puede obtener cierta sinergia a partir de la incorporacióninteligente de todos los datos existentes.

La metodología de caracterización se desarrolla en dos etapas; una etapa decaracterización estática y otra de caracterización dinámica. En la primera se definelas características físicas del volumen de roca a condiciones estáticas, mientras queen la segunda se describe la interacción de los fluidos dentro del volumen de roca acondiciones dinámicas. El uso simuladores permite estudiar la mayoría de los tiposde fluidos de yacimientos y procesos de recuperación.

Modelo estático: En esta etapa se define la geometría del yacimiento y se describenlos parámetros petrofísicos; para comprender en términos físicos y geológicos el

sistema de acumulación de hidrocarburos.





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Los datos de entrada estáticos para la descripción del yacimiento provienen demodelos:

• Geológico

-Estratigráfico Estructural

-Caracterización de Fracturas

• Petrofísico• Geoestadístico.

• Modelamiento Geológico: Comprende el análisis de la estratigrafía, lageología estructural y la caracterización de fracturas entre otros.

-Modelamiento Estratigráfico:

1. Descripción macroscópica y microscópica (Petrografía), a nivel de núcleosde pozos y de afloramientos, de cada una de las facies para determinarpaleoambientes de depositación de las formaciones presentes en un yacimiento.

2. Interpretación de registros de pozo, registros de imágen y espectrales.3. Estratigrafía de secuencias y descripción de corazones para generar una

curva de valores categóricos que refleje la litología observada en losintervalos corazonados.

4. Emplear lógica difusa para desarrollar un modelo litológico a partir de lascurvas de registros seleccionadas para este fin.

-Modelamiento Estructural:

1. Establecer las características y determinar las diferentes estructuras a nivelregional y local dentro de un yacimiento.

2. Definición de un modelo ajustado lo mejor posible a la geometría de lasfallas, los marcadores de pozo y los horizontes interpretados.

3. Seguimiento desde el principio del proceso de construcción del modeloestructural, controlando las restricciones provenientes de las limitacionesnuméricas y geométricas de los simuladores.

-Caracterización de Fracturas: Observación detallada tanto a nivel macroscópico y microscópico de cada atributo de las fracturas como es apertura, espaciamiento,orientación espacial, densidad, longitud, tipo de relleno e historia diagenética., conel fin de generar un modelo del sistema fracturado presente en el yacimiento queservirá para alimentar el modelo de simulación.

• Modelamiento Petrofísico: Selección de intervalos potencialmenteproductores. Modelo matemático petrofísico general para cada formaciónevaluada. Valor promedio y específico (paso) de cada propiedad porformación o unidad geológica Porosidad, permeabilidad y fluidos. Modelolitológico integrado con información de corazones, fluidos y pruebas de

producción Generación de Mapas de isopropiedades con técnicasGeoestadísticas.



• Modelamiento Geoestadístico: Comprende el uso de la teoría deprobabilidades aplicada a descripción de la continuidad de las variablesgeológicas en el espacio. El modelamiento geoestadístico se realiza con elobjetivo de proporcionar la más cercana representación de laheterogeneidad geológica dentro de las principales unidades de un

yacimiento. Definición de Cuerpos Sedimentarios (litounidades) ModeloEstratigráfico Conceptual (registro litológico por pozo) ModelamientoLitoestratigráfico: Análisis Geoestadístico de, Simulación Petrofísica.

Modelo dinámico: Esta etapa analiza la interacción dinámica roca-fluido del yacimiento; el propósito fundamental es desarrollar metodologías que permitancomprender de una manara integral como se desplazan los fluidos en el sistemaporoso (roca). Tales parámetros servirán para alimentar los modelos de simulaciónnumérica de yacimientos.

PVT Fluidos.

Curvas de Permeabilidad Relativa.

Datos de Producción.

Presiones Capilares.

Pruebas de Presión.

Fig. 1 Caracterización de yacimientos



Los datos de muestras y registros describen una región muy poco profundaalrededor del pozo. El tamaño de una muestra típica es muy reducido encomparación con el de la capa del yacimiento. Las propiedades determinadas en base a muestras presentan, por lo tanto, más variación que los datos promediadossobre volúmenes de roca más grandes. Otras dificultades causadas por la naturaleza

puntual de la medición de muestras se encuentran al relacionar la permeabilidad delas muestras con las propiedades de flujo de capas a gran escala y al definir lapermeabilidad vertical, la cual a menudo depende de estrias muy delgadas de rocamás compacta.

La tendencia moderna, dados la dificultad y el costo del corte de núcleos (enparticular en las plataformas marinas desviadas), consiste en sacar muestrassolamente en algunos pozos clave.

Estas muestras son objeto de análisis detallado para desarrollar el modelo geológicodel yacimiento y determinar una relación entre los diferentes parámetrospetrofísicos de la formación (porosida, saturaciones, permeabilidad, etc.) y losparámeros de la formación que pueden determinarse con registros. Una vezestablecida tal relación, los parámetros petrofísicos de la formación (incluyendo ladistribución de la permeabilidad) a menudo pueden deducirse de los datos de losregistros de pozos en áreas sin datos de núcleos. Para este propósito se handesarrollado nuevas técnicas que utilizan bancos de datos de registrosmultidimensionales. Estas proporcionan distribuciones continuas de losparámetros petrofísicos de la formación que son coherentes con las muestras, lainformación geológica, la presión y otros datos para cada`pozo del campo y, por lotanto, son un complemento importante para las técnicas de mejoramiento de ladescripción de yacimientos.

Los datos de registro también se han usado con éxito para definir y correlacionartipos de rocas, otra información crítica para la descripción del yacimiento.

Mejoras recientes en las técnicas, fuentes y procesamientos de registros sísmicoshan elevado considerablemente el papel de la información sísmica en la descripciónde yacimientos, particularmente a través del modelaje y de la interpretaciónestratigráficos. El registro de echados también puede ayudar a identificarcaracterísticas estructurales y estratigráficas y a definir la inclinación y orientaciónde las capas.

En la mayoría de los casos, la amplia cantidad de datos de registro y otros datos

disponibles sobre las rocas, así como las interpretaciones del procesamiento porcomputadora, no se utilizan totalmente en la descripción. Aunque el objetivo de losServicios de Descripción de Yacimientos (RDS) es maximizar la contribución deregistros de pozos a la descripción de yacimientos, no es un enfoque basado en losregistros. Este servicio intenta describir detalladamente un yacimiento a través deluso coherente de todos los datos disponibles.

Fuente: texto, Principios/Aplicaciones de la Interpretación de Registros,http://natfrac.com/investigacion.htm


http://natfrac.com/investigacion.htm






http://natfrac.com/investigacion.htm





Sistemas De Bombeo Neumático En Pozos De Gas Natural

En los pozos de gas maduros, la acumulación de fluidos en el pozo puede obstruir y en ocasiones detener la producción de gas. El flujo de gas se mantiene eliminandolos fluidos que se acumulan con el uso de una bomba de balancín o tratamientos de

remedio, como limpiando, enjabonando o ventilando el pozo a presión atmosférica(conocido como “purgado” del pozo). Las operaciones de eliminación de fluido, enparticular las de purgado, pueden causar emisiones importantes de metano a laatmósfera. Instalar un sistema de bombeo neumático es una alternativa económicapara eliminar los líquidos.Los sistemas de bombeo neumático tienen la ventaja adicional de aumentar laproducción, así como reducir significativamente las emisiones de metano que serelacionan con las operaciones de purgado. El bombeo neumático usa laconcentración de presión de gas del pozo para bombear hacia fuera del pozo unacolumna de fluido acumulado. El sistema de bombeado neumático ayuda amantener la producción de gas y puede reducir la necesidad de tener que realizarotras operaciones de remedio.

El funcionamiento de un sistema de bombeo neumático se apoya en la acumulaciónnatural de presión en el gas del pozo durante el tiempo en que el pozo esté cerradotemporalmente (sin producir). La presión del pozo cerrado temporalmente debe serlo suficientemente más alta que la presión de la línea de venta como para levantar elémbolo y la carga de líquido a la superficie. Un mecanismo de válvula, controladopor un microprocesador, regula la entrada de gas a la tubería de ademe y automatiza el proceso. El controlador normalmente se energiza mediante una batería recargable solar y puede ser un sencillo ciclo de cronómetro o tener unamemoria de estado sólido y funciones programables con base en sensores deproceso.

La operación de un sistema de bombeo neumático típico implica los pasossiguientes:

1. El émbolo descansa en el resorte impulsor del agujero inferior que se ubica en la base del pozo. Conforme se produce gas en la línea de ventas, los líquidos seacumulan en el agujero del pozo, creando un aumento gradual en contrapresiónque hace más lenta la producción de gas.2. Para invertir el descenso de la producción de gas, el pozo se cierratemporalmente en la superficie mediante un controlador automático. Esto causaque la presión del pozo aumente conforme un volumen grande de gas a alta presión

se acumula en la corona entre la tubería de ademe y la tubería. Una vez que seobtiene suficiente volumen de gas y presión, el émbolo y la carga de líquido sonempujados a la superficie.3. Conforme se levanta el émbolo a la superficie, el gas y los líquidos acumuladospor encima del émbolo fluyen a través de las salidas superior e interior.4. El émbolo llega y queda capturado en el lubricante, situado enfrente de la salidasuperior del lubricador.5. El gas que ha levantado el émbolo fluye a través de la salida inferior a la línea de ventas.6. Una vez que se estabiliza el flujo de gas, el controlador automático libera elémbolo, bajándolo por la tubería.7. El ciclo se repite.

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Beneficios económicos y para el medio ambiente

• Comparación entre costos más bajos de capital y la instalación del equipo de bombas de balancín.

• Menos mantenimiento al pozo y menos tratamientos de remedio.

• La producción continua mejora las tasas de producción de gas y aumenta laeficiencia.

• Reducción de acumulación de parafina y escamas.

• Emisiones más bajas de metano.

Los sistemas de bombeo neumático ofrecen varias ventajas sobre los otrostratamientos de remedio para eliminar líquidos de depósito de los pozos: elaumento de las ventas de gas, aumento de la vida del pozo, la reducción delmantenimiento del pozo y la disminución de las emisiones de metano.

Tomado de www.oilproduction.net Installing Plunger Lift Systems in Gas Wells porEPA - Agencia de Protección del Medio Ambiente de los Estados Unidos






Yacimientos de CBM (Coalbed Methane)

Desde los años 30 se produce CBM en los Estados Unidos, pero recién a partir de la

década de los 80 los proyectos de investigación y desarrollo comenzaron a mostrarel enorme potencial de este recurso energético.Por sus altos contenidos en peso y volumen de materia orgánica, constituidaprincipalmente por carbono, hidrógeno y oxígeno y con un cierto grado dehumedad se usa el término “coal” (carbón) haciendo referencia a las rocassedimentarias que los contienen. Por otro lado, se utiliza el término “methane”(metano), aunque en realidad el gas producido es por lo general una mezcla de C1,C2 y trazas de C3, N2 y CO2.Por lo general el metano, como constituyente del carbón, se presenta en altasconcentraciones dependiendo de la composición de éste, la temperatura, la presión y otros factores. A demás, de todas las especies moleculares entrampadas en el

carbón, el metano puede liberarse fácilmente tan solo con la reducción de la presiónen la capa.La obtención de datos para estimar y calcular distintas propiedades por lo generalson obtenidas por 2 tipos de ensayos: Ensayo de desorción con filtro canasta, coneste ensayo se determina el contenido de gas total Gc adsorbido en la muestra decarbón y el tiempo de desorción, el cual se define como el tiempo requerido para ladesorción del 63% del total de gas adsorbido. El otro ensayo aplicado es el AnálisisCuantitativo diseñado para determinar la composición del carbón en términos deporcentaje de cenizas, carbono fijo, contenido de humedad, materia volátil.Por ser yacimientos fracturados los reservorios de CBM se caracterizan porpresentar porosidad primaria formada por microporos de baja permeabilidad y secundaria ocasionada por las distintas fisuras que generan macroporos o “cleats”de alta permeabilidad. En el siguiente dibujo se muestra una configuración desistemas de porosidad primario y secundario en carbón.

Para que un reservorio de CBMpresente interés económico debe presentar las siguientes características: conteneruna suficiente cantidad de gas adsorbido, tener la adecuada permeabilidad paraproducir ese gas, tener suficiente presión para una adecuada capacidad dealmacenaje y, finalmente, el tiempo de desorción debe ser tal que la producción deese gas sea económicamente viable.



http://ingenieria-de-petroleo.blogspot.com/2009/01/yacimientos-de-cbm-coalbed-methane.html







Para decidir el desarrollo de reservorios CBM se deben evaluar las siguientes variables:

1. Contenido de gas, Gc;El gas-in-place G es la cantidad total de gas almacenado en un volumen de roca de

reservorio específico. La ecuación básica utilizada para calcular G es:

G = 1359,7 Ahρ Gb c Ec. 1

Donde:G: gas-in-place inicial, scf A: área de drenaje, acresh: espesor, ftρB: densidad aparente promedio delCarbón, g/cm3Gc: contenido de gas promedio,

scf/ton

2. Densidad del carbón; ρB

La densidad y la composición del carbón varían vertical y lateralmente en funcióndel tipo de carbón, el contenido de humedad y el contenido de materia mineralentre otras variables geológicas del ambiente deposicional.

Distintas observaciones mostraron que carbones de alto grado (carbones bituminosos: antracita) presentan un bajo contenido de humedad (<>25%).

3. Productividad y eficiencia de drenaje

Para mejorar la productividad, en la mayoría de los reservorios de CBM se realizanestimulaciones mediante fracturas hidráulicas de modo de contribuir a la red defracturas e interconectarlas con el pozo; se extrae por medios artificiales el agua delreservorio; se debe contar con instalaciones para la disposición del agua; y preverun completo desarrollo del arreglo de pozos.

4. Permeabilidad y porosidad

Con la producción, las propiedades de la red de fracturas experimentan cambiosdebido a mecanismos distintos y opuestos:La porosidad y permeabilidad de la red de fracturas declina debido a lacompactación y la reducción de los esfuerzos netos.La porosidad y permeabilidad de la red de fracturas aumentan

Tomado de www.oilproduction.net Reservorios CBM Por Jorge Ortega – Ingenieroen Petróleos - Universidad Nacional de Cuyo


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Permeabilidad de las rocas

La permeabilidad constituye un tema de suma relevancia en la industria petrolera ya que en esta el principal tema de interés es el de la producción de petróleo y susderivados lo más rápido posible, tanto tiempo como sea posible y con mínimas

consecuencias de largo plazo para el medio ambiente y las personas.

Esta propiedad de las rocas está directamente ligada al tema de la producción, yaque se le puede definir como la capacidad que tiene un material para permitir queun fluido (en este caso petróleo) lo atraviese con facilidad y sin alterar su estructurainterna, mediante un gradiente de presión. Mientras una roca tenga alta capacidadpara permitir el movimiento del petróleo a través de sus poros interconectados y el yacimiento cuente con energía para " empujarlo" hacia la superficie, se podrágarantizar la producción del crudo.Se afirma que un material es permeable si deja pasar a través de él una cantidadapreciable del fluido en un tiempo dado, para esto la roca debe tener porosidadinterconectada (poros, cavernas, fisuras o fracturas). El tamaño, la forma y lacontinuidad de los poros, también influyen en la permeabilidad de la formación.En forma general, se puede afirmar que la velocidad con la que el fluido atraviesa elmaterial depende de tres factores básicos:

• La porosidad del material.• La densidad del fluido considerado, afectada por su temperatura.• La presión a que está sometido el fluido.

Por lo general, a mayor porosidad corresponde mayor permeabilidad, aunque estono siempre es así. La permeabilidad del suelo suele aumentar por la existencia defallas, grietas u otros defectos estructurales. Algunos ejemplos de roca permeableson la caliza y la arenisca, mientras que la arcilla o el basalto son prácticamenteimpermeables. Algunas arenas de granos finos pueden tener un alto índice deporosidad interconectada, aunque los poros individuales y los canales de poros sean bastante pequeños. En consecuencia, las vías disponibles para el movimiento defluidos a través de los poros estrechos están restringidos; por lo tanto, lapermeabilidad de formaciones con granos finos tiende a ser baja. Si el yacimientoestá formado por rocas con altas densidades y fracturadas por pequeñas fisuras degran extensión, su porosidad será pequeña, pero presentará una altapermeabilidad, un ejemplo de esto lo constituye las calizas.

La permeabilidad de una roca determinada por el flujo de un sólo fluido

homogéneo es una constante si el fluido no interactúa con la roca. Así tenemos que,la permeabilidad determinada por un solo líquido homogéneo se llamapermeabilidad absoluta o intrínseca (K).

La permeabilidad intrínseca de cualquier material poroso se determina mediante lafórmula de Darcy:

K = C.d²

donde:

K, permeabilidad intrínseca [L²].

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C, constante adimensional relacionada con la configuración del fluido.

d, diámetro promedio de los poros del material [L].

Cuando dos o más líquidos inmiscibles (por ejemplo agua y petróleo) están

presentes en la formación, sus flujos se interfieren mutuamente; por lo tanto, sereduce la permeabilidad efectiva para el flujo de petróleo (Ko) o para el flujo deagua (Kw). La suma de las permeabilidades efectivas es menor o igual a lapermeabilidad absoluta (K). Las permeabilidades relativas dependen de laspropiedades de la roca, además de las cantidades relativas y propiedades de losdiferentes fluidos presentes en los poros, como por ejemplo, la saturación de cadauno de ellos.

Las permeabilidades relativas son las relaciones entre las permeabilidades efectivas y la permeabilidad absoluta. Así, para un sistema de agua-petróleo, por ejemplo, lapermeabilidad relativa al agua, Krw, es igual a Kw/K. En general estaspermeabilidades son expresadas en porcentajes o en fracciones.

Las mediciones de permeabilidad que se realizan con aire o gas deben corregirsepor efectos de "deslizamiento", a permeabilidades equivalentes con líquidos,utilizando las reacciones de Klinkenberg.

La permeabilidad en el SMD se mide en cm2 o m2. La unidad derivada de la Ley deDarcy es el darcy, y habitualmente se utiliza el milidarcy.

Donde la conversión de Darcy a m² es: 1 Darcy = 9,86923 . 10ˉ ¹³ m².

Fuente: Texto, Principios/Aplicaciones de la Interpretación de Registros (Schlumberger),

http://es.wikipedia.org/wiki/Permeabilidad


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Fluidos de perforación, geles viscoelasticos

Los geles viscoelasticos poseenporciones tanto elásticas como viscosas. La porción viscosa se comporta acorde a la

ley de hooke (modelo de resorte) y la porción elástica obedece la ley de newton(modelo amortiguador). El desarrollo químico de estos geles se basa en laConcentración Miscelar de Cationes, Balance Hidrofílico - Lipofílico y el Número de






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agregación para producir micelas 3D. Requieren un Surfactante y un Ion Opuestoestos fluidos adelgazan por Corte, presentando así una baja Fricción debido alalineamiento de las Micelas en la dirección del flujo a altas velocidades de corte, loque genera un rompimiento limpio sin residuos en presencia de hidrocarburos,alcoholes y ácidos.

El comportamiento de este fluido se muestra en la siguiente grafica

Donde se observa el esfuerzo aplicado y la deformación generada con diferentes respuestas sobre la parte viscosa y sobrela parte elástica del material. Básicamente cuando a este tipo de fluido se les sometea un esfuerzo y luego se remueve la carga, la deformación solo se reinicia en laporción elástica del fluido, la parte viscosa del fluido seguirá parcialmentedeformada.La viscoelasticidad de estos fluidos y el proceso químico que los genera se puedeobservar de una manera esquemática y sencilla en el siguiente diagrama.

Entre las características más importantes que presentan los geles viscoelásticos sepueden destacar:• Ruptura limpia, sin residuo, en la presencia de hidrocarburos, alcoholes, glicoles y ácidos• Acuohumecta la formación.

• Suspensión del agente de sostén casi perfecta• Baja presión de fricción + Fluido más denso• 2 mecanismos internos adicionales de ruptura, aplicables para pozos de agua y gas

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http://2.bp.blogspot.com/_8ILmvt74J1Y/SWqyyGDtblI/AAAAAAAAAAs/5uBTCNHd5cM/s1600-h/anexo1.bmp



• Estable hasta 260 F• Compatible con sales hasta un 20% para mejor estabilización de arcillas• Son compatibles con el uso de N2 y CO2 .

Tomado de http://www.materiales-sam.org.ar/ desarrollo de fluidos viscoelásticospara estimulación de pozos por. http://www.oilproduction.net/ Fluidos Viscoelásticos por Darío Hideg – Sr Project Engineer BJ Services Company


Viscosidad del petróleo

La viscosidad es una medida de la resistencia interna al flujo, resultante de losefectos combinados de la cohesión y la adherencia. ; también puede definirse comola oposición de un fluido a las deformaciones tangenciales. Un fluido que no tiene viscosidad se llama fluido ideal, en realidad todos los fluidos conocidos presentan

algo de viscosidad, siendo el modelo de viscosidad nula una aproximación bastante buena para ciertas aplicaciones.La viscosidad es una característica de todos los fluidos, tanto líquidos como gases,si bien, en este último caso su efecto suele ser despreciable, están más cerca de serfluidos ideales.Cabe señalar que la viscosidad sólo se manifiesta en fluidos en movimiento, ya quecuando el fluido está en reposo adopta una forma tal en la que no actúan las fuerzastangenciales que no puede resistir.La unidad en el sistema cgs para la viscosidad dinámica es el poise (p), cuyonombre homenajea a Jean Louis Marie Poiseuille. Se suele usar más su submúltiploel centipoise (cp). El centipoise es más usado debido a que el agua tiene una viscosidad de 1,0020 cp a 20 °C.El poise o centipoise (0,01 poise) se define como la fuerza requerida en dinas paramover un plano de un centímetro cuadrado de área, sobre otro de igual área y separado un centímetro de distancia entre sí y con el espacio relleno del líquidoinvestigado, para obtener un desplazamiento de un centímetro en un segundo.

1 poise = 100 centipoise = 1 g/(cm·s) = 0,1 Pa·s.1 centipoise = 1 LmPa·s.La viscosidad de los crudos en el yacimiento puede tener 0,2 hasta más de 1.000centipoise.La viscosidad es una de las características más importantes de los hidrocarburos enlos aspectos operacionales de producción, transporte, refinación y petroquímica. La

viscosidad, se obtiene por varios métodos y se le designa por varios valores demedición. Es muy importante el efecto de la temperatura sobre la viscosidad de loscrudos, en el yacimiento o en la superficie, especialmente concerniente a crudospesados y extrapesados.

• Efecto de la temperatura sobre la viscosidad: el efecto de la temperaturasobre la viscosidad de un líquido es notablemente diferente del efecto sobreun gas; en el caso de los gases la viscosidad aumenta con la temperatura,mientras que en caso de los líquidos, esta disminuye invariablemente demanera marcada al elevarse la temperatura. Al aumentar la temperatura delcrudo se disminuye su viscosidad debido al incremento de la velocidad de las

moléculas y, por ende, tanto la disminucion de su fuerza de cohesión como

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también la disminución de la resistencia molecular enterna aldesplazamiento.

• Efecto de la presion sobre la viscosidad: el efecto de la presión mecánicaaumenta la viscosidad. Si el incremento de presión se efectúa por mediosmecánicos, sin adición de gas, el aumento de presión resulta en un aumento

de la viscosidad. Este comportamiento obedece a que está disminuyendo ladistancia entre moléculas y, en consecuencia, se está aumentando laresistencia de las moléculas a desplazarse.

• Efecto de la densidad sobre la viscosidad: Se define como el cociente entre lamasa de un cuerpo y el volumen que ocupa. La densidad de un cuerpo estarelacionado con su flotabilidad, una sustancia flotara sobre otra si sudensidad es menor. Mientras más denso sea el fluido, mayor será su viscosidad.

Se puede mencionar las siguientes viscosidades:

• Viscosidad aparente: viscosidad que puede tener una sustancia en unmomento dado, la cual se mide por medio de un instrumento que determinala tas de cizallamiento. Es una función de la viscosidad plástica con respactoal punto cedente.

• Viscosidad cinemática: viscosidad en centipoise dividida por la densidad a lamisma temperatura y se designa en unidades Stokes o centiStokes.

• Viscosidad Universal Saybolt (SSU): representa el tiempo en segundos paraque un flujo de 60 centímetros cúbicos salga de un recipiente tubular pormedio de un orificio, debidamente calibrado y dispuesto en el fondo delrecipiente, el cual se ha mantenido a temperatura constante.

• Viscosidad relativa: relación de la viscosidad de un fluido con respecto a ladel agua.

• Viscosidad Engler: medida de viscosidad que expresa el tiempo de flujo deun volumen dado a través de un viscosímetro de Engler en relación con eltiempo requerido para el flujo del mismo volumen de agua, en cuyo caso larelación se expresa en grado Engler.

• Viscosidad Furol Saybolt (SSF): tiempo en segundos que tarda en fluir 60 ccde muestra a través de un orificio mayor que el Universal, calibrado encondiciones especificadas, utilizando un viscosímetro Saybolt.

• Viscosidad Redwood: Método de ensayo británico para determinar la viscosidad. Se expresa como el número de segundos necesarios para que 50cc de la muestra fluyan en un viscosímetro Redwood, bajo condicionesespecíficas de ensayo.

Fuente: http://es.wikipedia.org/wiki/Viscosidad, Texto: Yacimientos deHidrocarburos (Martín Essenfeld y Efraín E. Barberii)


Bombeo de cavidad progresiva (PCP), ventajas y desventajas.

La idea de bombas helicoidales es desarrollada a finales de los años 20 por ReneMoineau. Y es entonces cuando se da a conocer la llamada bomba (PCP) por sunombre progressing cavity puma dicha bomba esta constituida por dos piezas

longitudinales en forma de hélice las cuales se conocen como estator y rotor unogira permanentemente dentro de la otra que esta fija.

http://es.wikipedia.org/wiki/Viscosidad





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El rotor metálico que es la pieza interna y esta conformada por una sola hélice.El Estator es la parte externa y esta constituida por una camisa de acero revestidainternamente por una goma o elastómero moldeado en forma de hélice a manera deengranar con la hélice del rotor.

Este sistema de bombeo radica su importancia en la industria petrolera en elmanejo de crudos pesados es decir con una alta viscosidad. Es en 1979 cuandooperadores de yacimientos altamente viscosos y con un alto contenido de arenas,ubicados en Canadá realizan las primeras experiencias con PCP y a partir de estemomento empezaron a implementarse en la industria con gran rapidez al igual quese comenzó a desarrollar avances en mejoras de los materiales que conforman la bomba de cavidad progresiva.

Principio y funcionamiento:

El estator y el rotor no son concéntricos y el movimiento del rotor es combinadouno rotacional sobre su propio eje y otro rotacional en dirección opuesta alrededordel eje del estator. La geometría del conjunto es tal que forma una serie decavidades idénticas y separadas entre si. Cuando el rotor gira en el interior delestator estas cavidades se desplazan axialmente desde el fondo del estator hasta ladescarga por succión. De manera que se tiene un desplazamiento positivo encavidades progresivas.



Actualmente el sistema de bombeo por cavidad progresiva es aplicado para:Producción de petróleos pesados y bitumines menores a los 18APIProducción de crudos medios y livianos con limitaciones por el contenido de H2S.Producción de crudos con altos contenidos de agua y altas producciones brutas en

recuperación secundaria.Con respecto a los demás sistemas de bombeo, este presenta una alta eficienciacomúnmente entre el 50% y 60 %, lo que lo hace muy ventajoso sin embargotambién presenta una serie de desventajas que se muestran en el siguiente cuadro

A pesar de taleslimitaciones cada día van siendo superadas con el desarrollo de tecnología paramejoras en los materiales y diseños de los equipos.

Tomado de www.oilproduccion.net Manual de Bombeo De Cavidades progresivaspor Marcelo Hirschfeldt.


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Registros de Rayos Gamma (GR)

http://www.oilproduccion.net/



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http://www.oilproduccion.net/



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Los rayos gamma son impulsos de ondas electromagnéticasde alta energía que son emitidos espontáneamente por algunos elementosradioactivos. El isótopo de potasio radioactivo con un peso atómico 40, y loselementos radioactivos de las series de uranio y del torio emiten casi toda laradiación gamma que se encuentra en la tierra.

El registro de GR fue introducido en la industria petrolera en 1939 por well survey inc.

El registro de GR es una medición de la radioactividad natural de las formaciones.En las formaciones sedimentarias el registro normalmente refleja el contenido dearcilla de las formaciones porque los elementos radioactivos tienden a concentrarseen las arcillas y lutitas. Las formaciones limpias generalmente tienen un nivel muy bajo de radioactividad, a menos que contaminantes radioactivos como cenizas volcánicas o residuos de granito estén presentes o que las aguas de formacióncontengan sales radioactivas disueltas.

El registro de GR puede ser corrido en pozos entubados lo que lo hace muy útilcomo una curva de correlación en operaciones de terminación o modificación depozo. Con frecuencia se usa para complementar el registro SP y como sustituto parala curva de SP en pozos perforados con lodo salado, aire o lodos a base de aceite. Encada caso, es útil para la localización de capas con o sin arcilla y, lo más importante

para la correlación general.

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EquipoLa sonda de GR contiene un detector para medir la radiación gamma que se originaen el volumen de la formación cerca de la sonda. En la actualidad, generalmente seemplean contadores de centelleo para esta medición.

Debido a su eficacia, los contadores de centelleo sólo necesitan unas cuantaspulgadas de longitud, por lo tanto, se obtiene un buen detalle de la formación. Elregistro de GR, por lo general corre en combinación con la mayoría de las otrasherramientas de registro y servicios de producción de agujero revestido.

Calibración La principal calibración estándar para las herramientas GR se realiza en lasinstalaciones de pruebas API en Houston. Se emplea una calibración de campoestándar para normalizar cada herramienta según el estándar de API y los registrosse calibran en unidades API.

Usos de GR- Definición y correlación de estratos.- Indicador del contenido de lutitas.- Evaluar minerales radiactivos.- Evaluar capas de carbón.

- Correlación de pozos entubados.- Posicionamiento de los cañones perforadores.- Detección de trazadores radioactivos.

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geomecanica del pozo

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