La Optimización de Pozo y su Importancia La optimización de la producción de hidrocarburos y el conocimiento de las características 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 cantidad suficiente de datos del yacimiento con costos reducidos, siempre teniendo en consideración la seguridad y el respeto por el medio ambiente. La calidad, sin duda, depende de un buen trabajo de planificación. ste capítulo se refiere a algunos de los aspectos de esta planificación, especialmente en la necesidad de considerar todos los aspectos relacionados a la perforación de pozos y, en particular, el caso de los pozos horizontales. La construcción de un pozo se concentra cada !ez m"s en garantizar su retorno óptimo, teniendo en cuenta las necesidades los di!ersos participantes en la operación perforadores, ingenieros de producción, geólogos, geofísicos, petrofísicos, adem"s de los in!ersionistas y directi!os. #no de los aspectos fundamentales consiste en cómo reconciliar estas necesidades y, cuando surgen conflictos entre ellas, cómo juzgar una con respecto a la otra. #n m$todo utilizado es, por ejemplo, el an"lisis de riesgo. La primera sección del capítulo describe el proceso del an"lisis de riesgo y se%ala cómo incluir las necesidades de la geociencia junto con las necesidades necesidades tradicionales de la perforación. perforación. Los fluidos de perforación pueden tener un efecto importante sobre la tasa de producción y la ad&uisición de datos. l problema de seleccionar el fluido adecuado constituye un muy buen ejemplo de la necesidad de considerar los re&uisitos de los distintos grupos y balancearlos entre sí. La elección no siempre resulta ob!ia' por ejemplo, el uso de un fluido &ue pro!oca da%o en la formación puede ser adecuado o no, dependiendo del tipo de completación y los planes de estimulación. sta sección se refiere a los factores in!olucrados y presenta los resultados obtenidos con estudios de laboratorio &ue puede ayudar a cuantificar mejor estos factores.
esulta indudable &ue los pozos horizontales han estimulado gran atención en la planificación de los pozos. La ubicación del pozo, la estabilidad del hoyo, los efectos de una sección muy larga del yacimiento son algunos de los aspectos &ue re&uieren una lanificación m"s precisa e integrada. Se ecalca &ue siguiente muestra cómo los datos de n pozo piloto se utilizaron para planificar la perforación y la completación de un pozo horizontal. n particular, el pozo piloto indicó &ue si se lo perforaba con una trayectoria paralela a la dirección del esfuerzo mínimo se podría completar a hueco abierto, con lo cual se reduciría considerablemente la in!ersión. l pozo fue perforado y completado con todo $ito, y su producción fue el doble de la tasa de un pozo !ertical típico en esa misma "rea. n la sección final se describe la t$cnica de na!egación de un pozo horizontal desde el punto de !ista geológico y no geom$trico. sta teoría depende de la ad&uisición de datos de la formación tan cerca de la mecha como sea posible' de una buena tarea de planificación' así como de una buena coordinación, y de la disponibilidad de un sistema de computación adecuado al pie del pozo. #na parte importante de la planificación consiste consiste en simular la respuesta de las mediciones para !arios escenarios posibles, de manera &ue cuando $stos ocurren durante la perforación se pueden tomar las decisiones necesarias con mayor facilidad. *uente+ !aluación de ozos
Avances Tecnológicos Los a!ances logrados en la comprensión y la caracterización de las mediciones nucleares, han permitido mejorar la e!aluación de formaciones en los pozos !iejos, especialmente en los casos en &ue los datos obtenidos a hueco abierto son limitados. -oy en día, es posible determinar con suficiente confianza la porosidad, la litología y la saturación de agua a tra!$s del re!estidor, en un alto porcentaje de pozos de enezuela. stos adelantos permiten realizar estimaciones realistas de la permeabilidad. La presión de las capas se puede obtener, en forma directa, a partir de pruebas especiales y de instrumentos operados por cable &ue efectan mediciones de la formación a tra!$s del re!estidor' o bien, en Las mejoras obtenidas en cuanto al dise%o de los sensores y las mediciones de laboratorio, han permitido alcanzar una caracterización mucho m"s precisa del flujo, con y sin la tubería de producción. n efecto, hoy en día es posible cuantificar el flujo bif"sico o trif"sico en los pozos horizontales. or lo tanto, la tecnología actual permite una e!aluación completa de la formación, la hermeticidad hidr"ulica y el flujo de fondo del pozo en los pozos !iejos y en la mayoría de los casos sin etraer la tubería de producción. n el futuro, los sensores permanentes instalados dentro del hoyo, har"n posible el monitoreo continuo de las diferentes propiedades de los pozos y de los yacimientos.
Breves Acotaciones de Hidrocarburos ara describir los fluidos de yacimientos, los ingenieros a menudo utilizan t$rminos cl"sicos aun&ue poco científicos &ue son de uso corriente en la industria petrolera, como bitumen, petróleo pesado, petróleo negro, petróleo !ol"til, condensado de gas, gases hmedos y gases secos. stas definiciones no tienen límites precisos de aplicación y, por lo tanto, resulta difícil emplearlas en las "reas de transición entre petróleo !ol"til y condensado de gas o entre petróleo !ol"til y petróleo negro. enezuela cuenta con uno de los rangos rangos de acumulaciones de hidrocarburos hidrocarburos m"s amplios del mundo, &ue cubren todo el espectro de fluidos, desde los crudos etra pesados de la *aja del 0rinoco hasta los yacimientos &ue producen gas seco, incluyendo la complejidad de los petróleos !ol"tiles y los condensados de gas retrógrados del 1orte de 2onagas. Los fluidos de los campos del 1orte de 2onagas representan un !erdadero desafío desde el punto de !ista de la etracción de muestras, puesto &ue su comportamiento es casi crítico. Los petróleos !ol"tiles o casi críticos son fluidos muy li!ianos &ue se presentan en estado lí&uido en el yacimiento, puesto &ue la temperatura del yacimiento es muy cercana a la temperatura crítica del fluido. stos petróleos ehiben una presión de saturación cercana a la del punto de burbujeo y tienen un alto grado de merma, &ue por lo general, alcanza el 345 del espacio poroso del hidrocarburo para una reducción de presión de sólo 64 lpc.de ,manera general se puede considerar &ue las líneas de calidad cercanas al punto crítico y a la temperatura del yacimiento se encuentran muy juntas y casi paralelas a la línea del punto de burbujeo. 7ual&uier disminución de la presión por debajo de ese punto cortaría r"pidamente la línea de calidad del 845, indicando el alto grado de merma de estos crudos. 9e manera similar, en el caso de los fluidos &ue eisten en estado gaseoso en las condiciones del yacimiento, donde la temperatura es muy cercana a la temperatura crítica, una mínima reducción de la presión por debajo del punto de rocío da como resultado un alto porcentaje de formación de lí&uido. ste lí&uido, o condensado retrógrado, es relati!amente inmó!il comparado con la fase gaseosa, por lo cual, la producción
ser" preferentemente gas, y no se producir" el preciado lí&uido. Las características físicas de los petróleos !ol"tiles y de los condensados retrógrados recuperados en el tan&ue de almacenamiento, pueden ser muy similares y no permiten realizar una clasificación precisa de los tipos de fluidos del yacimiento. n enezuela eisten muchos casos en los &ue, cuando el fluido es condensado de gas, produce un lí&uido oscuro en condiciones normales de almacenamiento de :: a :;<=>, mientras &ue algunos petróleos !ol"tiles producen lí&uidos de colores m"s p"lidos y de mayor densidad. n el otro etremo del espectro est"n los petróleos pesados, los &ue constituyen un desafío debido a &ue sus propiedades físicas deben estar claramente definidas para poder dise%ar los sistemas de le!antamiento artificial adecuados, las instalaciones de producción en la superficie y las de eportación. e&ue%as cantidades de gas disuelto pueden alterar en gran medida las propiedades de los fluidos tales como la !iscosidad, la cual resulta fundamental para la simulación del yacimiento y los c"lculos de la tasa de producción.
La importancia de obtener muestras de fluidos de buena calidad =l estudiar el aspecto económico de de las reser!as de hidrocarburos, hidrocarburos, la capacidad de producción estimada se debe e!aluar con respecto al capital in!ertido y a los costos operati!os. or lo tanto, una estimación muy precisa de las reser!as recuperables resulta de fundamental importancia para determinar la !iabilidad económica del potencial yacimiento. l c"lculo de las reser!as totales en sitio y la predicción de las reser!as recuperables dependen de la confiabilidad de los datos utilizados y constituye un elemento primordial durante las etapas iniciales del proyecto, cuando muchas !eces se dispone sólo de un mínimo de información. Los perfiles el$ctricos, el an"lisis de ncleos, los estudios ? y las pruebas de producción son fundamentales para los primeros modelos económicos. 2"s an, el dise%o de las instalaciones de producción, en la superficie depende por lo general de las propiedades de los fluidos, determinadas a partir de las muestras obtenidas en pozos eploratorios y de e!aluación. Si estas muestras proporcionan fluidos poco representati!os, el costo implícito puede ser muy ele!ado. 7uando se trata de hidrocarburos li!ianos, y en particular cuando la temperatura del yacimiento es muy cercana a la temperatura crítica, la precisión de tales par"metros, como la temperatura del yacimiento y la presión inicial, se debe considerar desde una perspecti!a totalmente diferente. Se se%ala &ue cambio pe&ue%o de la temperatura o de la presión produce alteraciones dr"sticas en el comportamiento ? estimado del fluido. n tales casos, las t$cnicas de muestreo son de gran importancia para poder obtener muestras de alta calidad para pruebas
? (calidad ?). n muchos fluidos cercanos al punto crítico estudiados en enezuela, no fue posible definir el tipo de fluido presente en el yacimiento hasta &ue no estu!ieron disponibles los resultados de los estudios de laboratorio. n algunos casos, se comprobó &ue dos zonas diferentes en el mismo pozo contienen diferentes tipos de fluido crítico en las condiciones originales del yacimiento, uno en la fase gaseosa y el otro en la fase lí&uida. La clasificación correcta de un hidrocarburo tambi$n tiene importancia para poder definir la cuota 0, el r$gimen fiscal, los acuerdos de coparticipación en la producción y otros aspectos económicos. *uente+ e&ue%o tracto de !aluaci@n de ozos Publicado por Tineo Vasquez Yorangel en 21:56
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Mojabilidad de los luidos = la hora de hacer el estudio de algn yacimiento es imprescindible tener en cuenta todas las características y propiedades de las rocas &ue conforman el yacimiento y los fluidos &ue se encuentran presentes en su espacio poroso, así como tambi$n es fundamental el estudio de las interacciones rocaAfluido, el cual puede determinarse mediante un par"metro denominado mojabilidad &ue se define como la tendencia de un fluido a adherirse a una superficie sólida en presencia de otros fluidos inmiscibles, tratando de ocupar la mayor "rea de contacto posible con dicho sólido. La mojabilidad es una función del tipo de fluido (por lo general petróleo y agua) y de la superficie sólida (con referencia al medio poroso, roca). n base a la mojabilidad, los fluidos pueden clasificarse en+ 2ojantes+ Son a&uellos &ue tienen la mayor tendencia a adherirse a la roca, por lo general es el agua ya &ue la mayoría de las rocas yacimiento son preferencialmente mojadas por agua. 1o mojantes+ Los &ue no se adhieren a la roca o lo hacen parcialmente.
l estudio de la mojabilidad se hace a tra!$s de un "ngulo B denominado "ngulo de contacto el cual es definido como el "ngulo formado entre la superficie y la línea tangente al punto de contacto entre la gota de lí&uido con la superficie. ste "ngulo depende de la energía superficial del sólido, la energía interfacial y la tensión superficial del lí&uido.
*ig. 6 2ojabilidad de los fluidos.
7uando B menor a C4D el fluido es no mojante y mayor a C4D el fluido es mojante. #na tensión de adhesión de cero indica &ue los fluidos tienen igual afinidad por la superficie. La mojabilidad tiene sólo un significado relati!o. ?eóricamente, debe ocurrir mojabilidad o no mojabilidad completa cuando el "ngulo de contacto es 4< o 6E4< respecti!amente. Sin embargo, un "ngulo de cero es obtenido sólo en pocos casos. 7on referencia a la mojabilidad, los yacimientos pueden ser clasificados en+ yacimientos hidrófilos y yacimientos oleófilos. Facimientos hidrófilos+
Aoseen un "ngulo de contacto B menor a C4D Al agua es la fase mojante. An los canales de flujo m"s pe&ue%os del yacimiento, habr" solo desplazamiento de agua. Al petróleo se desplaza por los canales de flujo m"s grandes. ALa mayoría de los yacimientos petrolíferos son hidrófilos.
Facimientos oleófilos+
Aresentan un "ngulo de contacto B G C4D Al petróleo es la fase mojante. An los canales de flujo m"s pe&ue%os habr" solo desplazamiento de petróleo' el agua se desplaza por los canales m"s grandes. Aocos yacimientos son oleófilos.
9i!ersos factores pueden ser afectados por la mojabilidad, como lo es+ ALa localización y saturación de agua irreducible.
ALa distribución de los fluidos en el yacimiento, es decir, localización de petróleo y agua en el espacio poroso. Al !alor y la localización del petróleo residual. Al mecanismo de desplazamiento. l hecho de &ue una roca sea mojable por petróleo o por agua, incide en numerosos aspectos del desempe%o del yacimiento, particularmente en las t$cnicas de inyección de agua y recuperación mejorada del petróleo. Suponer &ue una formación es mojable por agua, cuando en realidad no lo es, puede ocasionar da%os irre!ersibles en el yacimiento.
*uente+ http+//&uipu.uni.edu.pe/0trosHHH/Iebproof/acade/fipp/lucioc/mojabilidad646.html, http+//III.slb.com/media/ser!ices/resources/oilfieldre!ieI/spanish4J/aut4J/p33K86.pdf , l"minas de las clases de yacimientos > del profesor usta!o rato. Publicado por Yusi Monterola en 13:
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!istemas de Producción" #einiciones Importantes #n sistema de producción es a&uel &ue tiene la capacidad de transportar fluido del yacimiento hasta la superficie y separarlo en petróleo, gas y agua. Si es necesario, el petróleo y el gas, son tratados y preparados para la !enta o el transporte desde el 7ampo. 7ual&uier caudal de agua producido, tambi$n es tratado y preparado para su reAinyección en el reser!orio. Los elementos mec"nicos b"sicos del sistema de producción son+ 6. ozos M. Líneas de 7onducción :. 7olector de roducción 3. Separadores y e&uipamiento de proceso ;. >nstrumentos de medición 8. ecipientes de =lmacenamiento
#n pozo puede ser definido como un conducto o interfase, entre el petróleo y gas del reser!orio y las facilidades de superficie. sta interfase es necesaria para producir el fluido del reser!orio a la superficie. n la erformance del pozo, el !olumen de drenaje del reser!orio &ue fluye hasta el pozo juega un papel muy importante. #n pozo combinado con el drenaje de un reser!orio, comnmente es llamado sistema de producción de petróleo o gas. #n sistema de producción est" compuesto por los siguientes componentes+ N 2edio oroso N 7ompletación (stimulación, unzado, y ngra!ado) N 7onducto !ertical u horizontal o inclinado con !"l!ulas de seguridad y placas de cho&ue. N #n sistema de le!antamiento =rtificial, tal como bombas, !"l!ulas de gasALift, etc. N Líneas de 7onducción horizontales con placas de cho&ue y otros componentes de ca%erías como !"l!ulas, codos, etc. #einiciones Importantes
6. ermeabilidad (O)+ s una propiedad de la oca la cual mide la capacidad de transferencia &ue tienen los fluidos para atra!esar la roca. n su forma m"s simple, la ley de 9arcy, se aplica a una losa rectangular de roca, &ue tiene la siguiente forma+ spesor (h)+ l espesor til es el espesor promedio de la formación permeable, &ue contiene el "rea de drenaje por la cual el fluido fluye hacia el pozo. ste no es solamente el inter!alo punzado o el espesor de formación encontrado por el pozo. :. adio de drenaje (re) s la distancia comprendida desde el centro del pozo y el límite de !olumen de roca permeable al cual se le interrumpe la presión est"tica. Se lo llama radio de drenaje, ya &ue en la mayoría de los casos se asume un flujo radial desde el reser!orio hacia el pozo. 3. resión promedio de reser!orio (pr)
sta es la presión promedio de reser!orio &ue se asume como la presión est"tica &ue se desarrolla a una distancia del pozo igual al radio de drenaje. ara mayores distancias &ue re, la presión se mantiene constante. ste !alor de presión se pude obtener de ensayos de formación tipo Puild up o 9raIdoIn. Se puede obser!ar en la figura siguiente, el perfil de presiones tipo para un reser!orio sin da%o de formación.
;. resión din"mica de fondo (If) sta es la presión &ue se desarrolla en la cara de la formación, o sea en las paredes del pozo donde se encuentran los punzados. sta se puede determinar con nsayos de *ormación, erfiles de resión o con sensores de fondo. Su !alor puede !arían para pozos con cierta proimidad y afectados a la misma formación debido al da%o &ue se haya en el !olumen de roca en las cercanías del pozo. 8. 9iferencial de resión (9roIdoIn pressure, (prApIf)) sta es la diferencia entre la presión est"tica del reser!orio y la presión din"mica de fondo. sta influye en el desempe%o del pozo, ya &ue una gran diferencia de presión nos indica como es la permeabilidad &ue tiene la formación, ya &ue esta es in!ersamente proporcional a la diferencia de presión. ?omado de http+//III.oilproduction.net/ nota t$cnica. 7onceptos de Iell performance por 2arcelo -irschfeldt. 0ilroduction.net Q odrigo uiz. #1SRP Publicado por Pablo !r"elo en #:5$
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enero
2009
Bombas #e $avidad Progresiva Una BCP consiste en una maquina rotativa de desplazamiento positivo, compuesta por un rotor metálico, un estator cuyo material es elastomero generalmente, un sistema motor y un sistema de acoples flexibles. Equipos De superficie Cabezal Giratorio: Sostiene la sarta de cabillas y la ace rotar. Motor: !cciona el cabezal giratorio a trav"s de poleas y cadenas. Barra Pulida y Grapa: #sta conectada a la sarta de cabillas y soportada del cabezal giratorio mediante una grapa.
Prensa Estopa: Sella espacios entre la barra pulida y la tuber$a de producci%n. Equipo De Subsuelo
Tubería De Producción: Comunica la bomba de subsuelo con el cabezal y la linea de flu&o. Sarta De Cabillas: Con&unto de cabillas unidas entre si introducidas en el pozo. Estator: '"lice doble interna, fabricada con un elastomero sint"tico aderido dento de un tubo de acero. otor: Consiste en una "lice externa con un área de secci%n transversal redondeada y tornada a precisi%n. Elasto!ero: #s una goma en forma de espiral y esta aderida a un tubo de acero el cual forma el estator. Dise"o
Consiste en un engrana&e elicoidal enroscado extremo simple (rotor), el cual rota excentricamente dentro de un engrana&e elicoidal enroscado interno doble (estator). #unciona!iento Un motor transmite movimiento rotacional a una sarta de cabillas a trav"s de distintos engrana&es, esta sarta de cabillas acen girar al rotor, formando cavidades progresivas ascendentes. #l crudo se desplaza asta la superficie por efecto del rotor que gira dentro del estator fi&o. $enta%as
!ltas eficiencias volum"tricas. Produce fluidos mas viscosos. Capacidad de bombear arena y gas libre. Buena resistencia a la abrasi%n. Utilizacion de motores mas peque*os y por ende menores costos de levantamiento. +elativamente silenciosa. enor costo de capital comparado con otros m"todos de levantamiento artificial. -cupa poco espacio en la superficie. Des&enta%as
#l elastomero se inca o deteriora en exposici%n a ciertos fluidos. #l estator tiende a da*arse si la bomba traba&a al vaci%. a temperatura a la profundidad de la bomba afecta el elastomero. /o opera con eficiencia a grandes extensiones de cabillas necesarias. /o se emplea en crudo livianos.
Se sugiere utilizar las BCP con crudos entre 0 y 12 grados !P3 y con ba&% contenido de aromáticos.
'plicaciones
#xplotacion del petr%leo pesado o liviano. Pozos 4erivados. #xplotacion de pozos de gas. Conclusión
!unque el sistema de bombeo puede parecer comple&o, el principio de funcionamiento de la BCP es sencillo, los componentes primordiales son el rotor y el estator. #l desarrollo de las BCP en los 5ltimos a*os a estado dirigido principalmente a la investigaci%n de los materiales de fabricaci6n de las bombas. #n este sentido an desarrollado una amplia gama de elastomeros. 7ambi"n se an eco progresos en el área de automizacion de sistemas. 3nformaci%n tomada de8 Pe*alosa -rdo*ez, ourdes, 9#studio 4e -ptimizacion 4e Sistemas Por Bombas 4e Cavidad Progresivas !plicado !l Campo ene :rande9, 7raba&o #special 4e :rado presentado ante la i lustre Universidad Central de ;enezuela, Caracas, 2<<<. Publicado por %arlene &e'es en 23:26
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Transporte % Almacenamiento #e Hidrocarburo Para proceder al transporte,almacenamiento y venta de las ingentes cantidades de petr%leo bruto, como de los derivados que entran anualmente en el mercado y que an de ser transportados desde los centros de producci%n o refiner$as acia los centros elaboradores o de consumo, as$ como para llevar a cabo la distribuci%n de los productos elaborados a los diversos consumidores, se utilizan los llamados -#-4UC7-S, :!S-4UC7-S = P-34UC7-S que se utilizan tanto para el transporte de petr%leo bruto desde el campo petrol$fero asta la refiner$as o puerto de embarque. 'oy en d$a para transportar el crudo de zonas costa afuera se usan generalmente 7!/>U#+-S, BU>U#S = SUP#+7!/>U#+-S, por sus facilidades en v$as mar$timas existentes. #l crudo producido en la industria es enviado acia las estaciones reductoras en el área de operaciones y de all$ es bombeado en forma continua a los P!73-S 4# 7!/>U#S, en donde se tratan de remover el agua y gas que contiene, y se almacena y bombea acia los terminales o a la refiner$as para procesarlos y expotarlos. 1. (leoductos: #s el con&unto de instalaciones que sirve de transporte por tuber$a de los productos petrol$feros l$quidos, en bruto o refinados. el termino 9oleoducto9 comprende no solo la tuber$a troncal que es aquella que se extiende desde el área de producci%n, sino tambi"n las instalaciones necesarias para la explotacion del crudo denominadas patio de tanques. as 7uber$as de transporte pueden ser clasificadas debido a su importancia y al tipo de producto que transportan, seg5n su importancia se clasifican en8 oleoductos troncales o primarios y en oleoductos secundarios. 2. Gasoductos: Conducen el gas natural que puede producirse desde un yacimiento de gas libre o asociado a plantas separadoras y fraccionadoras. ! partir de dicos procesos de separaci%n, el gas ya tratado entra a los
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sistemas de transmisi%n para ser despacado al consumidor industrial y domestico. Poliductos: Son redes de tuber$as destinados al transporte de idrocarburos o productos terminados. Patios De Tanques: Son lugares donde se recibe el petr%leo bombeado desde los campos petrol$feros, en el pasan por una serie de procesos en los cuales se le remueve el agua y la sal que contiene, se almacena, se afora y se bombea acia los terminales y refiner$as, con la finalidad de ser refinado y?o exportado. #sta constituido por8 tanques para almacenamiento de crudo, estaciones de bombas, de tratamiento , calentadores y tanques de lavado. Ter!inales De E!barque: Son instalaciones que reciben crudos provenientes de los patios de tanque y los productos elaborados por las tuber$as con el fin de almacenarlos y luego embarcarlos acia distintos sitios del pa$s (cabota&e) o del mundo (exportaci6n). a mayor$a de estos terminales consta de dos tipos de instalaciones principales8 os 7anques 4e !lmacenamiento y #l Con&unto 4# uelles, !tracadores y 4iques. Tanqueros: #sta constituida por las unidades de las compa*ias petroleras, de armadores independientes y de los gobiernos. Buques: Son a su vez enormes barcos dotados de compartimientos y sistemas especialmente dise*ados para el transporte de petr%leo crudo, gas, gasolina o cualquier otro derivado. Son el medio de transporte mas utilizado para el comercio mundial del petr%leo. Supertanqueros: Se creo luego de terminar a Segunda :uerra undial ya que se requerir$a mayor numero y me&ores buques para remplazar los tanqueros, buque con mayor capacidad de almacena&e, lo que permitio un gran avance en materia de 7ransporte ar$timo.
3nformaci%n tomada de8 Barberi, #frain #. 9#l Pozo 3lustrado9 !:-;#/, S.!., @ilial 4e Petr%leos 4e ;enezuela, S.!., Ata #dicion. Caracas, ;enezuela.2<<0. pp. DE. Publicado por %arlene &e'es en 21:32
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enero
2009
Inlujo de agua &'e( #n acuífero se define como estrato o formación geológica &ue almacena y transmite agua (permite la circulación de agua a tra!$s de sus poros o grietas) permitiendo &ue pueda ser eplotado en cantidades económicamente apreciables. Los acuíferos pueden tener diferentes características, pueden ser acuíferos confinados o cerrados &ue no tiene contacto con fuente eterna alguna, o pueden tener un etenso afloramiento &ue permite &ue fuentes eternas de agua mantengan inalterable su capacidad de aporte de energía epulsi!a. #n alto porcentaje de los yacimientos de hidrocarburos est"n asociados a $stos cuerpos de agua (acuífero) y de cual&uier manera, estos constituyen una fuente de energía natural para los yacimientos. n general, se define el límite inicial entre el yacimiento y el acuífero asociado como contacto agua/petróleo. Sin embargo, la naturaleza de la roca/yacimiento y las densidades agua/petróleo pueden generar la eistencia de amplias zonas de
transición entre ambos fluidos, como resultado del balance entre las fuerzas capilares y las fuerzas gra!itacionales. Se definen como yacimientos !olum$tricos a&uellos &ue no tienen entrada natural de fluidos. eneralmente, al hablar de influjo natural de fluidos se piensa inmediatamente en agua ya &ue comnmente este fluido es el &ue entra en el !olumen control del yacimiento (!olumen bruto), &ue inicialmente est" ocupado por la acumulación de hidrocarburos con su agua connata. Sin embargo, hay casos en los cuales una acumulación inicialmente !olum$trica puede recibir fluidos de otra acumulación, de manera accidental o no deli!erada en este caso se pueden dar mediante la inyección planificada de fluidos.
*ig.6 =cuíferos
La presencia de un acuífero asociado a un yacimiento puede ser detectada de las siguientes maneras+ Aor perfilaje. Aor producción de agua. Aor balance de materiales.
1p etróleo producido 1 etróleo original inAsitu Pt*actor de !olumen total de formación. Pti*actor de !olumen total de formación para un momento i. Pgi *actor de !olumen de gas de formación para un momento i. melación entre el !olumen inicial de gas libre en el yacimiento y el !olumen inicial de petróleo en el yacimiento. Pg*actor de !olumen de gas de formación.
Hp=gua acumulada producida. PI*actor de !olumen del agua de formación. Po *actor !olum$trico de formación del petróleo He>nflujo acumulado de agua (>ntrusión). pelación gasApetróleo acumulada. sielación gasApetróleo en solución para un momento i. selación gasApetróleo. SI Saturación de agua, fracción. 7I, 7o, 7g7ompresibilidad del agua, del petróleo y de gas. 7f7ompresibilidad del !olumen poroso resión est"tica del yacimiento Ti A iinicial n la aplicación de balance de materiales, se sugiere un procedimiento para detectar y cuantificar la presencia de un acuífero acti!o asociado a un yacimiento aun&ue no necesariamente haya producido agua, el cual se basa en suponer &ue no eiste influjo de agua (He4) y calcular el !olumen de petróleo original en sitio (1), empleando un c"lculo repetiti!o &ue utiliza la historia de presión/producción. Si con esta historia se obtiene un !alor relati!amente constante de 1, se puede afirmar &ue en efecto el yacimiento no est" asociado a un acuífero acti!o' y si de lo contrario los !alores de 1 son cada !ez mayores a medida &ue a!anza en producción, se puede afirmar &ue el yacimiento est" asociado a un acuífero acti!o. Si el !alor de 1 es confiable, se puede utilizar la P2 para calcular los !alores de agua de intrusión (He) a medida &ue ha pasado el tiempo, partiendo de la historia de presión/producción. l estudio de la presencia de influjo de agua en un yacimiento puede efectuarse relacion"ndolo con otros dos par"metros, el estado de agotamiento y el tiempo+ >nflujo de agua !s. estado de agotamiento+ l concepto de balance de materiales descrito por su ecuación (P2) contempla la posible entrada progresi!a de agua (He) al !olumen de control, de manera natural, para esto es necesario &ue se cumplan dos condiciones+
6. Uue la acumulación de hidrocarburos est$ en contacto directo con el acuífero.
M. La eistencia de un diferencial importante de presión entre el cuerpo de agua y la acumulación de hidrocarburos. Se re&uiere &ue a ni!el del contacto agua/petróleo se reduzca la presión est"tica (e) de la zona de hidrocarburos para &ue sólo luego el cuerpo de agua cual&uiera &ue este sea, reaccione con su entorno para esta caída de presión.
l acuífero aporta a la acumulación un !olumen de agua (He) &ue se puede relacionar con cuatro factores+ Al tama%o del acuífero y/o sus características para rellenarse. ALa caída de presión est"tica en el contacto agua/petróleo (iAe). ALas propiedades de la roca, particularmente en el acuífero. Al tiempo durante el cual se ha aplicado o sostenido la caída de presión en el contacto agua/petróleo.
>nflujo de agua !s. tiempo+ l influjo de agua (He) depende del tiempo &ue ha estado acti!o en el contacto agua/petróleo cada paso o caída de presión. Sin embargo, en la P2 el influjo acumulado de agua a una presión dada (e) sólo representa un !olumen &ue se traduce a masa, sin importar como ni cuanto tiempo se ha re&uerido para alcanzarlo, de esta manera He se epresar" en t$rminos de balance de materiales como función de e promedio del yacimiento al cual entra y del cual se produce Hp. ara con!ertir He !s. e a He !s. t, solo se re&uerir" disponer de e !s. t.
*uente+ Facimientos de -idrocarburos (?omos >> y>>>) de fraín Parberii y 2artín ssenfeld, Publicado por Yusi Monterola en 21:13
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enero
2009
Tipos de separación gas)l*+uido Las t$cnicas de laboratorio usadas para obtener el comportamiento ? deben simular los tipos de separación gasAlí&uido &ue ocurren durante la producción de gas condensado desde el yacimiento hasta los separadores. 9os tipos de separación se pueden presentar+ 9iferencial e >nstant"nea (*lash). !eparación #ierencial
or definición, separación diferencial es a&uella donde la composición total del sistema !aría durante el proceso. n este caso el gas separado es remo!ido parcial o totalmente del contacto con el condensado retrógrado. >nicialmente la celda tiene una cierta cantidad de gas condensado a una presión mayor o igual a la de rocío (6Groc.) y a una temperatura ?. Se epande el gas hasta alcanzar una presión M (M !eparación Instant,nea
n la separación instant"nea todo el gas permanece en contacto con el lí&uido, lo &ue significa &ue la composición total del sistema permanece constante durante el agotamiento de presión. La disminución de presión durante el proceso se obtiene retirando el pistón de la celda. 2"s lí&uido se condensa en la separación instant"nea &ue en la diferencial debido a &ue en la separación instant"nea permanece mayor cantidad de gas en el sistema del cual m"s y m"s componentes pesados se pueden condensar al disminuir la presión. l proceso de separación gasAlí&uido en el yacimiento depende de la saturación de condensado retrógrado. =l disminuir la presión del yacimiento por debajo de la presión de rocío, el lí&uido condensado permanece inmó!il en contacto con el gas hasta alcanzar una saturación mayor &ue la crítica. l gas remanente se mo!er" hacia los pozos de producción y la composición del sistema gasAlí&uido estar" cambiando contínuamente. Pajo estas condiciones, el proceso de separación ser" tipo diferencial con la fase lí&uida inmó!il y la gaseosa mo!i$ndose continuamente. n las tuberías de producción, líneas de flujo y separadores las fases gas y lí&uido se mantienen en contacto sin cambio apreciable en la composición total del sistema, y en agitación permanente lo cual permite el e&uilibrio entre las fases. Pajo estas condiciones, el proceso de separación es tipo instant"neo (flash). *uente+ P. 7raft Publicado por Yusi Monterola en 22:5(
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#a-o A La .ormación &#.(" $ausas y $onsecuencias Las operaciones de campo como perforación, completación, HorOAo!er, producción y estimulación, es una de las causas m"s importante &ue generan el llamado da%o a la formación eisten pruebas de laboratorio &ue e!idencian la actuación de estas operaciones reparar el 9* es difícil y re&uiere de altos costos lo m"s adecuado sería pre!enirlo. rimordialmente el origen del 9* est" ligado a factores como+ l transporte y entrampamiento de sólidos finos y/o 7iertas reacciones &uímicas entre fluidos in!asi!os y roca reser!orio. ara e!itar el 9* por perdida de permeabilidad o estimular eficazmente un pozo es importante &ue se determine con gran eactitud el mecanismo del 9*. =nalizando una roca yacimiento tal como una arenisca, se notara &ue los fluidos &ue se mue!an a tra!$s de los poros tropezaran con condiciones críticas de flujo, caminos porales tortuosos, paredes porales rugosas con alta superficie específica y minerales reacti!os tales como arcillas, micas, feldespatos, y compuestos de hierro. Los fenómenos de entrampamiento, migración de sólidos y reacciones de intercambio fluido Q sólido tienen lugar en el sistema poral &ue es un medio ideal para estos procesos. =l mismo tiempo la naturaleza física del sistema poral, y la composición de las especies minerales y el grado de reacti!idad de los mismos frente a un fluido eterno. n un modelo simple la permeabilidad de cual&uier formación arcillosa (7lay
bearing) depende en gran medida del grado de tenacidad de la unión entre las partículas indi!iduales. La permeabilidad ser" m"ima si todas las partículas est"n compactadas y agregadas y mínimas si est"n dispersas y circulando con los fluidos. *luidos y rocas reser!orio han permanecido en e&uilibrio por millones de a%os, la irrupción de un pozo genera un flujo de fluidos desde el interior del reser!orio hacia el pozo. ste solo hecho puede generar un tipo de 9* conocido como migración de finos. l segundo factor generador de 9* es el ingreso al reser!orio de fluidos for"neos &ue llamaremos in!asi!os usados durante la perforación y para realizar distintas pruebas en el pozo. =lgunas de las consecuencias &ue generan estos fluidos in!asi!os al ser usados en distintas operaciones de pozos se muestran a continuación+
s notable &ue la mayoría de los posibles mecanismos de 9* est"n !inculados con la presencia de minerales de arcilla dentro del yacimiento. Lo &ue indica &ue la presencia de las mismas es potencial para generar 9* por tal razón para e!itar el 9* es preciso estudiar el tipo de arcilla presentes en la formación y su reacción con distintos fluidos. or lo tanto se puede decir &ue el 9* es cual&uier proceso &ue deteriore la permeabilidad de la roca reser!orio y disminuya la producción o la inyecti!idad. Las arcillas son los minerales reacti!os de la roca reser!orio frente al agua in!asi!a de cual&uier origen (sin incluir los "cidos &ue reaccionan con disolución de minerales). #nas de las consecuencias m"s catastróficas &ue generan el contacto entre un agua in!asi!a y las arcillas de la formación son el conocido fenómeno del hinchamiento
de arcillas y el no menos importante defloculacion de arcillas &ue comnmente son confundidos. l fenómeno de hinchamiento de arcillas es característico de las arcillas smectíticas (2ontmorillonitas). La doble capa el$ctrica se origina entre el desbalance negati!o de la superficie de la arcilla y los iones de agua &ue rodean el cristal de la arcilla (7ationes). Si los cationes son escasos (aguas dulces), el car"cter polar de la mol$cula de agua hace &ue esta sustituya a los mismos pero, como su mol$cula es m"s !oluminosa, VdestruyeW el cristal (t$ngase en cuenta &ue la doble capa el$ctrica se etiende en todo el !olumen y entre las capas constituti!as de la columna arcillosa). La epansión de la arcilla hace &ue la misma se disgregue, rompa y migre. l fenómeno de defloculación de arcillas es diferente aun&ue sus consecuencias pueden tambi$n ser gra!es para el reser!orio. ste fenómeno se debe a la alteración de las fuerzas electrost"ticas entre partículas de arcillas. n aguas salinas la doble capa el$ctrica o difusa se encuentra contraída pero en aguas dulces epandida. 7uando las fuerzas de repulsión son mayores &ue las de atracción (de an der Haals) la arcilla se deflocula (las partículas coloidales se rompen) y la arcilla se hace migratoria. ?omado de III.oilproduction.com =rcillas, rocas reser!orio y da%o de formación por Ruan 7arlos Sotomayor y =lberto Lijó = studios y Ser!icios etroleros S..L. Publicado por Pablo !r"elo en 22:53
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.racturas de los yacimientos =ctualmente, el estudio de los yacimientos naturalmente fracturados representa un desafío para la industria del petróleo y el gas, lo &ue se plantea en t$rminos de detección, caracterización y modelado de fracturas, y simulación de yacimientos. ara eplotarlos de manera adecuada es preciso identificar y modelar los sistemas de fracturas (superficies planas de discontinuidad,en donde la roca ha perdido cohesión y los procesos de deformación y alteración de la misma pueden ser ocupadas por fluidos), ca!idades de disolución y blo&ues de matriz. sto re&uiere aplicar, de manera consistente, di!ersas fuentes de información de tipo est"tico y din"mico. Los yacimientos naturalmente fracturados plantean una paradoja relacionada con la producción. >ncluyen yacimientos con baja recuperación de hidrocarburos+ estos yacimientos pueden parecer altamente producti!os al comienzo pero su producción declina r"pidamente. =dem"s, se caracterizan por la irrupción temprana de gas o agua. Las fracturas naturales pueden ayudar a transformar las rocas con una permeabilidad de matriz baja, en un yacimiento producti!o, pero tambi$n pueden complicar la recuperación de los hidrocarburos en los yacimientos de alta permeabilidad. Las zonas naturalmente fracturadas son importantes y se le busca con atención en las rocas de yacimiento debido al drenaje y al aumento considerable de la permeabilidad &ue se pre!en en dichas zonas. =un&ue las fracturas pueden tener un efecto significati!o en la permeabilidad total de una roca, generalmente tienen poco efecto sobre la porosidad, las saturaciones u otras características petrofísicas de la
roca. n los yacimientos carbonatados, las fracturas naturales ayudan a generar porosidad secundaria y estimulan la comunicación entre los compartimientos del yacimiento. 1o obstante, estos conductos de alta permeabilidad a !eces entorpecen el flujo de fluidos dentro de un yacimiento, conduciendo a la producción prematura de agua o gas y haciendo &ue los esfuerzos de recuperación secundaria resulten ineficaces.
*ig. 6 *ractura
Las fracturas naturales generalmente presentan ciertas características constantes+ ASon aproimadamente perpendiculares a el echado' sin embargo, esto no ecluye la posibilidad de fracturas horizontales, aun&ue $stas son mucho menos frecuentes y menos grandes &ue las sub!erticales. Ast"n orientadas de acuerdo con uno o !arios rumbos pre!alecientes. Fa &ue las fracturas a menudo son el resultado de tensiones tectónicas, el rumbo pre!aleciente de las fracturas coinciden con la orientación de la fallas en la región. ASe producen en rocas compactas en las &ue el agujero generalmente sería cilíndrico y calibrado si no hubiera fracturas. ASolamente las fracturas &ue est"n al menos parcialmente abiertas son tiles desde el punto de !ista de la producción. Si bien casi todos los yacimientos de hidrocarburos son afectados de alguna manera por las fracturas naturales, los efectos de las fracturas a menudo se conocen en forma imprecisa y en gran medida se subestiman. >gnorar la presencia de las fracturas no es una pr"ctica óptima de manejo de yacimientos' tarde o temprano, es imposible ignorar las fracturas por&ue el desempe%o t$cnico y económico del yacimiento se degrada. l mayor riesgo &ue implica la falta de una caracterización temprana de las facturas naturales es &ue tal omisión puede limitar se!eramente las opciones de desarrollo de campos petroleros. #etección de racturas/ las herramientas de registros para detectar la presencia
de fractura est"n dise%adas para responder a diferentes características del pozo. =lgunas herramientas responden principalmente a la litología, unas a la porosidad
y otras a las saturaciones de lodos. 9esafortunademente, ninguna responde principalmente a las fracturas aun&ue $stas, en particular abiertas, pueden afectar la respuesta en algunas herramientas de registro. Las mediciones &ue m"s se efectan con estas herramientas son, mediciones sónicas, mediciones de densidad, mediciones de calibración de pozos, entre otras. n la bs&ueda de fracturas con mediciones de registros, es necesario comprender la geometría de todas las mediciones in!olucradas. La bs&ueda se concentra generalmente en "reas donde se sospeche su presencia por las siguientes razones+ Atrapolación de obser!aciones de afloramientos. A=umento de la !elocidad de penetración de la broca. Aresencia de cristales en los cortes de perforación. 2ediciones sónicas+ Las mediciones basadas en la propagación de ondas sónicas responden a las propiedades mec"nicas de la roca y el medio no las afecta. n zonas fracturadas, la apariencia del tren de ondas, muestra cambios repentinos, zonas barrosas, formas en in!ertida, etc. ?ales anomalías de propagación pueden ser pro!ocadas por fracturas. 2ediciones de calibrador de pozos+ para perforar una zona fracturada, los bordes rocosos de las fracturas a menudo se despostillan, lo &ue agranda el agujero en el plano del sistema de fractura. =grandamiento del agujero y en particular su alargamiento en una formación &ue debería tener un agujero circular y calibrado, puede indicar fracturas. erforación direccional, agujero des!iado, perforación a tra!$s de capas inclinadas, estructura porosa orientada y otros factores pueden pro!ocar el alargamiento de la sección trans!ersal del agujero.
*ig. M 9etección de fracturas.
$lasiicación de las racturas+ n el laboratorio, los tipos de fracturas se
di!iden en dos grupos relacionados con su modo de formación+ las fracturas por esfuerzo de corte (cizalladura) &ue se forman con la cizalladura paralela a la fractura creada y las fracturas por esfuerzos de tracción &ue se forman con una tracción perpendicular a la fractura creada. Las fracturas por esfuerzo de corte y las fracturas de tracción descriptas a partir de eperimentos de laboratorio poseen contrapartes netas &ue eisten naturalmente' las fracturas por esfuerzo de corte corresponden a fallas, mientras &ue las fracturas de tracción corresponden a grietas. $lasiicación de los yacimientos racturados/ Los yacimientos fracturados se
clasifican en base a la interacción eistente entre las contribuciones de porosidad y permeabilidad relati!as tanto del sistema de fracturas como del sistema de matriz.
n los yacimientos de ?ipo 6, las fracturas pro!een tanto los elementos de porosidad como los elementos de permeabilidad. Los yacimientos de ?ipo M poseen baja porosidad y baja permeabilidad en la matriz y las fracturas pro!een la permeabilidad esencial para la producti!idad. Los yacimientos de ?ipo : poseen alta porosidad y pueden producir sin fracturas, de manera &ue las fracturas en estos yacimientos pro!een permeabilidad adicional. Los yacimientos de tipo 2 poseen alta porosidad y permeabilidad matricial, de manera &ue las fracturas abiertas pueden mejorar la permeabilidad, pero las fracturas naturales a menudo complican el flujo de fluidos en estos yacimientos a tra!$s de la formación de barreras. 0tra clase de yacimientos, los de ?ipo , ha sido creada para los yacimientos de gas fracturados no con!encionales, tales como los yacimientos 7P2, y para los yacimientos de gas condensado fracturados.
*uente+ rincipios/=plicaciones de la >nterpretación de egistros, http+//petrotecnologia.blogspot.com/M44E/4M/laAnaturalezaAdeAlosAyacimientos.html Publicado por Yusi Monterola en 1:3
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0uevas Tecnolog*as 1n !istemas #e Producción Bajo 1l Mar = medida &ue aumentan las profundidades de las aguas de desarrollo submarino y las longitudes de alcance de pozos, los operadores re&uieren m$todos de tecnología m"s a!anzada y m"s económicos para producir reser!as a lo largo de la !ida de los campos en aguas profundas. Las no!edosas soluciones para producción de distintas compa%ías ele!an los fluidos desde los campos submarinos en aguas profundas para maimizar la producción y minimizar los costos, epandiendo por ende los límites de desarrollo económico de la tecnología submarina. Las soluciones S de le!antamiento (boosting) de 7entrilift son m"s eficientes &ue muchos otros sistemas de bombeo artificial y tienen un desempe%o probado de operación en condiciones de altas temperaturas y presiones, lo &ue las hace ideales para entornos submarinos. La tecnología de S puede producir altos !olmenes de fluido (hasta 6;4.444 bpd), tiene un amplio rango operati!o y puede suministrar el empuje necesario (de m"s de ;444 psi) para ele!ar el flujo de producción a la
plataforma. 7entrilift ofrece sistemas duales el$ctricos sumergibles de bombeo (S) en pozo, sistemas de le!antamiento en lecho marino y sistemas de le!antamiento instalados en montante. 7ada opción brinda distintas !entajas, dependiendo de las necesidades generales de producción de los campos submarinos.
N Los sistemas duales S en pozo localizados cerca del reser!orio maimizan la recuperación total de reser!as y los sistemas redundantes brindan m"ima confiabilidad para reducir los costos totales.
l sistema en el pozo
puede combinarse con sistemas de le!antamiento (booster) en el lecho marino para maimizar la producción.
N Los sistemas de le!antamiento S booster en el lecho marino son una alternati!a económica a los sistemas en pozo. La instalación y la inter!ención de los sistemas sobre lecho marino puede realizarse con bu&ues de propósito general sin necesidad de costosos e&uipos de perforación. 7==7?XS?>7=S F P1*>7>0S
?omado de III.oilproduction.net Sistemas de roducción Pajo el 2ar por eter LaIson, >gnacio 2artinez y Yathy Shirley, 7entrilift A *uente+ >n9epth 2agazineA 7entrilift A http+//III.baOerhughesdirect.com Publicado por Pablo !r"elo en #:35
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24
enero
2009
Breve Acotación del 2as l gas natural representa una fuente de energía importante para el futuro, pues ya se ha hablado de los beneficios &ue trae su uso. Se puede emplear como combustible, disminuyendo la contaminación del medio ambiente por parte de los gases &ue se producen por efecto del uso de gasolina. =sí como este, otros usos importantes pueden ser dados al gas natural para mejorar los procesos industriales &ue se lle!an a cabo diariamente en diferentes industrias, algunas relacionadas con el petróleo y otras no.
Los yacimientos de gas deberían ser tomados en cuenta de una manera m"s primordial, pues representa la posibilidad de no depender de l petróleo solamente como fuente de energía principal. Se debe brindar m"s apoyo en el estudio y an"lisis de estos yacimientos, para poder conocer el comportamiento de presión, producción y par"metros asociados a la eplotación correcta del mismo. Sin embargo, eisten pocos estudios al respecto, debido a &ue el petróleo ocupa la gran parte del mercado de los hidrocarburos.
Fa dentro de los estudios realizados se obser!an grandes a!ances, como los realizados por 3ussell y 2oodric4 y Al)Hussainny5 3amey y $ra6ord , &uienes estudiaron las t$cnicas para linealizar la ecuación diferencial &ue regula e l flujo de un gas real a condiciones de yacimiento. 0tro aporte muy importante fue hecho por 9arcy, &uien incluyó en las ecuaciones el coeficiente de resistencia inercial, el cual se presenta a altas tasas de flujo, como ocurre en algunos casos de flujo de gas. = pesar de estos estudios, los resultados siguen presentando errores y restricciones en el uso de las ecuaciones, los cuales deben ser estudiados para lograr minimizarlos y poder obtener un mejor conocimiento sobre el comportamiento de los yacimientos de gas natural. 17tractos sintetizados .uente/ 8o4n Lee" Pozos de 2as5 'ell Testing5 0e6 %or9/ !P1 o AIM15 :;<= Publicado por Tineo Vasquez Yorangel en 23:3
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enero
2009
#escripción de yacimientos #no de los propósitos de la industria petrolera es en particular determinar las propiedades petrofísicas de los yacimientos para lograr una buena descripción de
los mismos. Los yacimientos presentan !ariaciones complejas de continuidad, especialmente en sus propiedades relati!as al espacio poroso (porosidad, permeabilidad, etc.). stas !ariaciones reflejan el proceso de depósito original y los cambios diagen$ticos y tectónicos consecuentes y su grado de complejidad puede pro!ocar &ue los modelos sencillos sean inadecuados para predecir el rendimiento del yacimiento y para dise%ar un es&uema de administración de la producción del campo &ue optimice el rendimiento. Se ha !uelto m"s claro para los ingenieros petroleros &ue la optimización del rendimiento depende de manera crucial de la calidad de la descripción del yacimiento. #na cla!e para una buena descripción es la utilización e integración m"imas de los datos de todas las fuentes posibles, ya &ue ninguna fuente de datos por sí sola puede proporcionar una descripción completa del yacimiento. 7ada fuente de datos est" sujeta a limitaciones y errores. Sin embargo, se puede obtener cierta sinergia a partir de la incorporación inteligente de todos los datos eistentes. La metodología de caracterización se desarrolla en dos etapas' una etapa de caracterización est"tica y otra de caracterización din"mica. n la primera se define las características físicas del !olumen de roca a condiciones est"ticas, mientras &ue en la segunda se describe la interacción de los fluidos dentro del !olumen de roca a condiciones din"micas. l uso simuladores permite estudiar la mayoría de los tipos de fluidos de yacimientos y procesos de recuperación. 2odelo est"tico+ n esta etapa se define la geometría del yacimiento y se describen los par"metros petrofísicos' para comprender en t$rminos físicos y geológicos el sistema de acumulación de hidrocarburos. Los datos de entrada est"ticos para la descripción del yacimiento pro!ienen de modelos+ eológico
Astratigr"fico structural A7aracterización de *racturas
etrofísico eoestadístico. 2odelamiento eológico+ 7omprende el an"lisis de la estratigrafía, la geología estructural y la caracterización de fracturas entre otros.
A2odelamiento stratigr"fico+ 6. 9escripción macroscópica y microscópica (etrografía), a ni!el de ncleos de pozos y de afloramientos, de cada una de las facies para determinar paleoambientes de depositación de las formaciones presentes en un yacimiento. M. >nterpretación de registros de pozo, registros de im"gen y espectrales. :. stratigrafía de secuencias y descripción de corazones para generar una cur!a de !alores categóricos &ue refleje la litología obser!ada en los inter!alos corazonados. 3. mplear lógica difusa para desarrollar un modelo litológico a partir de las cur!as de registros seleccionadas para este fin.
A2odelamiento structural+ 6. stablecer las características y determinar las diferentes estructuras a ni!el regional y local dentro de un yacimiento. M. 9efinición de un modelo ajustado lo mejor posible a la geometría de las fallas, los marcadores de pozo y los horizontes interpretados. :. Seguimiento desde el principio del proceso de construcción del modelo estructural, controlando las restricciones pro!enientes de las limitaciones num$ricas y geom$tricas de los simuladores. A7aracterización de *racturas+ 0bser!ación detallada tanto a ni!el macroscópico y microscópico de cada atributo de las fracturas como es apertura, espaciamiento, orientación espacial, densidad, longitud, tipo de relleno e historia diagen$tica., con el fin de generar un modelo del sistema fracturado presente en el yacimiento &ue ser!ir" para alimentar el modelo de simulación.
2odelamiento etrofísico+ Selección de inter!alos potencialmente productores. 2odelo matem"tico petrofísico general para cada formación e!aluada. alor promedio y específico (paso) de cada propiedad por formación o unidad geológica orosidad, permeabilidad y fluidos. 2odelo litológico integrado con información de corazones, fluidos y pruebas de producción eneración de 2apas de isopropiedades con t$cnicas eoestadísticas. 2odelamiento eoestadístico+ 7omprende el uso de la teoría de probabilidades aplicada a descripción de la continuidad de las !ariables geológicas en el espacio. l modelamiento geoestadístico se realiza con el objeti!o de proporcionar la m"s cercana representación de la heterogeneidad geológica dentro de las principales unidades de un yacimiento. 9efinición de 7uerpos Sedimentarios (litounidades) 2odelo stratigr"fico 7onceptual (registro litológico por pozo) 2odelamiento Litoestratigr"fico+ =n"lisis eoestadístico de, Simulación etrofísica.
2odelo din"mico+ sta etapa analiza la interacción din"mica rocaAfluido del yacimiento' el propósito fundamental es desarrollar metodologías &ue permitan comprender de una manara integral como se desplazan los fluidos en el sistema poroso (roca). ?ales par"metros ser!ir"n para alimentar los modelos de simulación num$rica de yacimientos.
? *luidos. 7ur!as de ermeabilidad elati!a. 9atos de roducción. resiones 7apilares. ruebas de resión.
*ig. 6 7aracterización de yacimientos
Los datos de muestras y registros describen una región muy poco profunda alrededor del pozo. l tama%o de una muestra típica es muy reducido en comparación con el de la capa del yacimiento. Las propiedades determinadas en base a muestras presentan, por lo tanto, m"s !ariación &ue los datos promediados sobre !olmenes de roca m"s grandes. 0tras dificultades causadas por la naturaleza puntual de la medición de muestras se encuentran al relacionar la permeabilidad de las muestras con las propiedades de flujo de capas a gran escala y al definir la permeabilidad !ertical, la cual a menudo depende de estrias muy delgadas de roca m"s compacta. La tendencia moderna, dados la dificultad y el costo del corte de ncleos (en particular en las plataformas marinas des!iadas), consiste en sacar muestras solamente en algunos pozos cla!e. stas muestras son objeto de an"lisis detallado para desarrollar el modelo geológico del yacimiento y determinar una relación entre los diferentes par"metros petrofísicos de la formación (porosida, saturaciones, permeabilidad, etc.) y los par"meros de la formación &ue pueden determinarse con registros. #na !ez establecida tal relación, los par"metros petrofísicos de la formación (incluyendo la distribución de la permeabilidad) a menudo pueden deducirse de los datos de los registros de pozos en "reas sin datos de ncleos. ara este propósito se han desarrollado nue!as t$cnicas &ue utilizan bancos de datos de registros multidimensionales. stas proporcionan distribuciones continuas de los par"metros petrofísicos de la formación &ue son coherentes con las muestras, la información geológica, la presión y otros datos para cadaZpozo del campo y, por lo tanto, son un complemento importante para las t$cnicas de mejoramiento de la descripción de yacimientos.
Los datos de registro tambi$n se han usado con $ito para definir y correlacionar tipos de rocas, otra información crítica para la descripción del yacimiento. 2ejoras recientes en las t$cnicas, fuentes y procesamientos de registros sísmicos han ele!ado considerablemente el papel de la información sísmica en la descripción de yacimientos, particularmente a tra!$s del modelaje y de la interpretación estratigr"ficos. l registro de echados tambi$n puede ayudar a identificar características estructurales y estratigr"ficas y a definir la inclinación y orientación de las capas. n 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 por computadora, no se utilizan totalmente en la descripción. =un&ue el objeti!o de los Ser!icios de 9escripción de Facimientos (9S) es maimizar la contribución de registros de pozos a la descripción de yacimientos, no es un enfo&ue basado en los registros. ste ser!icio intenta describir detalladamente un yacimiento a tra!$s del uso coherente de todos los datos disponibles. *uente+ teto, rincipios/=plicaciones de la >nterpretación de egistros, http+//natfrac.com/in!estigacion.htm Publicado por Yusi Monterola en 23:10
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!istemas #e Bombeo 0eum,tico 1n Pozos #e 2as 0atural n los pozos de gas maduros, la acumulación de fluidos en el pozo puede obstruir y en ocasiones detener la producción de gas. l flujo de gas se mantiene eliminando los fluidos &ue se acumulan con el uso de una bomba de balancín o tratamientos de remedio, como limpiando, enjabonando o !entilando el pozo a presión atmosf$rica (conocido como VpurgadoW del pozo). Las operaciones de eliminación de fluido, en particular las de purgado, pueden causar emisiones importantes de metano a la atmósfera. >nstalar un sistema de bombeo neum"tico es una alternati!a económica para eliminar los lí&uidos. Los sistemas de bombeo neum"tico tienen la !entaja adicional de aumentar la producción, así como reducir significati!amente las emisiones de metano &ue se relacionan con las operaciones de purgado. l bombeo neum"tico usa la concentración de presión de gas del pozo para bombear hacia fuera del pozo una columna de fluido acumulado. l sistema de bombeado neum"tico ayuda a mantener la producción de gas y puede reducir la necesidad de tener &ue realizar otras operaciones de remedio. l funcionamiento de un sistema de bombeo neum"tico se apoya en la acumulación natural de presión en el gas del pozo durante el tiempo en &ue el pozo est$ cerrado temporalmente (sin producir). La presión del pozo cerrado temporalmente debe ser lo suficientemente m"s alta &ue la presión de la línea de !enta como para le!antar el $mbolo y la carga de lí&uido a la superficie. #n mecanismo de !"l!ula, controlado por un microprocesador, regula la entrada de gas a la tubería de ademe y automatiza el proceso. l controlador normalmente se energiza mediante una batería recargable solar y puede ser un sencillo ciclo de cronómetro o tener una memoria de estado sólido y funciones programables con base en sensores de proceso.
La operación de un sistema de bombeo neum"tico típico implica los pasos siguientes+ 6. l $mbolo descansa en el resorte impulsor del agujero inferior &ue se ubica en la base del pozo. 7onforme se produce gas en la línea de !entas, los lí&uidos se acumulan en el agujero del pozo, creando un aumento gradual en contrapresión &ue hace m"s lenta la producción de gas. M. ara in!ertir el descenso de la producción de gas, el pozo se cierra temporalmente en la superficie mediante un controlador autom"tico. sto causa &ue la presión del pozo aumente conforme un !olumen grande de gas a alta presión se acumula en la corona entre la tubería de ademe y la tubería. #na !ez &ue se obtiene suficiente !olumen de gas y presión, el $mbolo y la carga de lí&uido son empujados a la superficie. :. 7onforme se le!anta el $mbolo a la superficie, el gas y los lí&uidos acumulados por encima del $mbolo fluyen a tra!$s de las salidas superior e interior. 3. l $mbolo llega y &ueda capturado en el lubricante, situado enfrente de la salida superior del lubricador. ;. l gas &ue ha le!antado el $mbolo fluye a tra!$s de la salida inferior a la línea de !entas. 8. #na !ez &ue se estabiliza el flujo de gas, el controlador autom"tico libera el $mbolo, baj"ndolo por la tubería. J. l ciclo se repite.
Peneficios económicos y para el medio ambiente 7omparación entre costos m"s bajos de capital y la instalación del e&uipo de bombas de balancín.
2enos mantenimiento al pozo y menos tratamientos de remedio.
La producción continua mejora las tasas de producción de gas y aumenta la eficiencia.
educción de acumulación de parafina y escamas.
misiones m"s bajas de metano.
Los sistemas de bombeo neum"tico ofrecen !arias !entajas sobre los otros tratamientos de remedio para eliminar lí&uidos de depósito de los pozos+ el aumento de las !entas de gas, aumento de la !ida del pozo, la reducción del mantenimiento del pozo y la disminución de las emisiones de metano.
?omado de III.oilproduction.net >nstalling lunger Lift Systems in as Hells por = A =gencia de rotección del 2edio =mbiente de los stados #nidos Publicado por Pablo !r"elo en 21:1
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%acimientos de $BM &$oalbed Met4ane( 9esde los a%os :4 se produce 7P2 en los stados #nidos, pero reci$n a partir de la d$cada de los E4 los proyectos de in!estigación y desarrollo comenzaron a mostrar el enorme potencial de este recurso energ$tico. or sus altos contenidos en peso y !olumen de materia org"nica, constituida principalmente por carbono, hidrógeno y oígeno y con un cierto grado de humedad se usa el t$rmino VcoalW (carbón) haciendo referencia a las rocas sedimentarias &ue los contienen. or otro lado, se utiliza el t$rmino VmethaneW (metano), aun&ue en realidad el gas producido es por lo general una mezcla de 76, 7M y trazas de 7:, 1M y 70M. or lo general el metano, como constituyente del carbón, se presenta en altas concentraciones dependiendo de la composición de $ste, la temperatura, la presión y otros factores. = dem"s, de todas las especies moleculares entrampadas en el carbón, el metano puede liberarse f"cilmente tan solo con la reducción de la presión en la capa. La obtención de datos para estimar y calcular distintas propiedades por lo general son obtenidas por M tipos de ensayos+ nsayo de desorción con filtro canasta, con este ensayo se determina el contenido de gas total c adsorbido en la muestra de carbón y el tiempo de desorción, el cual se define como el tiempo re&uerido para la desorción del 8:5 del total de gas adsorbido. l otro ensayo aplicado es el =n"lisis 7uantitati!o dise%ado para determinar la composición del carbón en t$rminos de porcentaje de cenizas, carbono fijo, contenido de humedad, materia !ol"til. or ser yacimientos fracturados los reser!orios de 7P2 se caracterizan por presentar porosidad primaria formada por microporos de baja permeabilidad y secundaria ocasionada por las distintas fisuras &ue generan macroporos o VcleatsW de alta permeabilidad. n el siguiente dibujo se muestra una configuración de
sistemas de porosidad primario y secundario en carbón.
ara &ue un reser!orio de 7P2 presente inter$s económico debe presentar las siguientes características+ contener una suficiente cantidad de gas adsorbido, tener la adecuada permeabilidad para producir ese gas, tener suficiente presión para una adecuada capacidad de almacenaje y, finalmente, el tiempo de desorción debe ser tal &ue la producción de ese gas sea económicamente !iable. ara decidir el desarrollo de reser!orios 7P2 se deben e!aluar las siguientes !ariables+ 6. 7ontenido de gas, c' l gasAinAplace es la cantidad total de gas almacenado en un !olumen de roca de reser!orio específico. La ecuación b"sica utilizada para calcular es+ 6:;C,J =h[ b c c. 6 9onde+ + gasAinAplace inicial, scf =+ "rea de drenaje, acres h+ espesor, ft [P+ densidad aparente promedio del 7arbón, g/cm: c+ contenido de gas promedio, scf/ton M. 9ensidad del carbón' [P La densidad y la composición del carbón !arían !ertical y lateralmente en función del tipo de carbón, el contenido de humedad y el contenido de materia mineral entre otras !ariables geológicas del ambiente deposicional. 9istintas obser!aciones mostraron &ue carbones de alto grado (carbones bituminosos+ antracita) presentan un bajo contenido de humedad (\GM;5). :. roducti!idad y eficiencia de drenaje
ara mejorar la producti!idad, en la mayoría de los reser!orios de 7P2 se realizan estimulaciones mediante fracturas hidr"ulicas de modo de contribuir a la red de fracturas e interconectarlas con el pozo' se etrae por medios artificiales el agua del reser!orio' se debe contar con instalaciones para la disposición del agua' y pre!er un completo desarrollo del arreglo de pozos. 3. ermeabilidad y porosidad 7on la producción, las propiedades de la red de fracturas eperimentan cambios debido a mecanismos distintos y opuestos+ La porosidad y permeabilidad de la red de fracturas declina debido a la compactación y la reducción de los esfuerzos netos. La porosidad y permeabilidad de la red de fracturas aumentan
?omado de III.oilproduction.net eser!orios 7P2 or Rorge 0rtega Q >ngeniero en etróleos A #ni!ersidad 1acional de 7uyo Publicado por Pablo !r"elo en 20:15
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enero
2009
Permeabilidad de las rocas La permeabilidad constituye un tema de suma rele!ancia en la industria petrolera ya &ue en esta el principal tema de inter$s es el de la producción de petróleo y sus deri!ados lo m"s r"pido posible, tanto tiempo como sea posible y con mínimas consecuencias de largo plazo para el medio ambiente y las personas. sta propiedad de las rocas est" directamente ligada al tema de la producción, ya &ue se le puede definir como la capacidad &ue tiene un material para permitir &ue un fluido (en este caso petróleo) lo atra!iese con facilidad y sin alterar su estructura interna, mediante un gradiente de presión. 2ientras una roca tenga alta capacidad para permitir el mo!imiento del petróleo a tra!$s de sus poros interconectados y el yacimiento cuente con energía para ] empujarlo] hacia la superficie, se podr" garantizar la producción del crudo. Se afirma &ue un material es permeable si deja pasar a tra!$s de $l una cantidad apreciable del fluido en un tiempo dado, para esto la roca debe tener porosidad interconectada (poros, ca!ernas, fisuras o fracturas). l tama%o, la forma y la continuidad de los poros, tambi$n influyen en la permeabilidad de la formación. n forma general, se puede afirmar &ue la !elocidad con la &ue el fluido atra!iesa el material depende de tres factores b"sicos+ La porosidad del material. La densidad del fluido considerado, afectada por su temperatura. La presión a &ue est" sometido el fluido.
or lo general, a mayor porosidad corresponde mayor permeabilidad, aun&ue esto no siempre es así. La permeabilidad del suelo suele aumentar por la eistencia de fallas, grietas u otros defectos estructurales. =lgunos ejemplos de roca permeable son la caliza y la arenisca, mientras &ue la arcilla o el basalto son pr"cticamente impermeables. =lgunas arenas de granos finos pueden tener un alto índice de
porosidad interconectada, aun&ue los poros indi!iduales y los canales de poros sean bastante pe&ue%os. n consecuencia, las !ías disponibles para el mo!imiento de fluidos a tra!$s de los poros estrechos est"n restringidos' por lo tanto, la permeabilidad de formaciones con granos finos tiende a ser baja. Si el yacimiento est" formado por rocas con altas densidades y fracturadas por pe&ue%as fisuras de gran etensión, su porosidad ser" pe&ue%a, pero presentar" una alta permeabilidad, un ejemplo de esto lo constituye las calizas. La permeabilidad de una roca determinada por el flujo de un sólo fluido homog$neo es una constante si el fluido no interacta con la roca. =sí tenemos &ue, la permeabilidad determinada por un solo lí&uido homog$neo se llama permeabilidad absoluta o intrínseca (Y). La permeabilidad intrínseca de cual&uier material poroso se determina mediante la fórmula de 9arcy+ Y 7.d^ donde+ Y, permeabilidad intrínseca _L^`. 7, constante adimensional relacionada con la configuración del fluido. d, di"metro promedio de los poros del material _L`. 7uando dos o m"s lí&uidos inmiscibles (por ejemplo agua y petróleo) est"n presentes en la formación, sus flujos se interfieren mutuamente' por lo tanto, se reduce la permeabilidad efecti!a para el flujo de petróleo (Yo) o para el flujo de agua (YI). La suma de las permeabilidades efecti!as es menor o igual a la permeabilidad absoluta (Y). Las permeabilidades relati!as dependen de las propiedades de la roca, adem"s de las cantidades relati!as y propiedades de los diferentes fluidos presentes en los poros, como por ejemplo, la saturación de cada uno de ellos. Las permeabilidades relati!as son las relaciones entre las permeabilidades efecti!as y la permeabilidad absoluta. =sí, para un sistema de aguaApetróleo, por ejemplo, la permeabilidad relati!a al agua, YrI, es igual a YI/Y. n general estas permeabilidades son epresadas en porcentajes o en fracciones. Las mediciones de permeabilidad &ue se realizan con aire o gas deben corregirse por efectos de ]deslizamiento], a permeabilidades e&ui!alentes con lí&uidos, utilizando las reacciones de YlinOenberg. La permeabilidad en el S29 se mide en cmM o mM. La unidad deri!ada de la Ley de 9arcy es el darcy, y habitualmente se utiliza el milidarcy. 9onde la con!ersión de 9arcy a m^ es+ 6 9arcy C,E8CM: . 64 m^. *uente+ ?eto, rincipios/=plicaciones de la >nterpretación de egistros (Schlumberger), http+//es.IiOipedia.org/IiOi/ermeabilidad
Publicado por Yusi Monterola en 23:1$
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enero
2009
.luidos de peroración5 geles viscoelasticos
Los geles !iscoelasticos poseen porciones tanto el"sticas como !iscosas. La porción !iscosa se comporta acorde a la ley de hooOe (modelo de resorte) y la porción el"stica obedece la ley de neIton (modelo amortiguador). l desarrollo &uímico de estos geles se basa en la 7oncentración 2iscelar de 7ationes, Palance -idrofílico A Lipofílico y el 1mero de agregación para producir micelas :9. e&uieren un Surfactante y un >on 0puesto estos fluidos adelgazan por 7orte, presentando así una baja *ricción debido al alineamiento de las 2icelas en la dirección del flujo a altas !elocidades de corte, lo &ue genera un rompimiento limpio sin residuos en presencia de hidrocarburos, alcoholes y "cidos. l comportamiento de este fluido se muestra en la siguiente grafica
9onde se obser!a el esfuerzo aplicado y la deformación generada con diferentes respuestas sobre la parte !iscosa y sobre la parte el"stica del material. P"sicamente cuando a este tipo de fluido se les somete a un esfuerzo y luego se remue!e la carga, la deformación solo se reinicia en la
porción el"stica del fluido, la parte !iscosa del fluido seguir" parcialmente deformada. La !iscoelasticidad de estos fluidos y el proceso &uímico &ue los genera se puede obser!ar de una manera es&uem"tica y sencilla en el siguiente diagrama.
ntre las características m"s importantes &ue presentan los geles !iscoel"sticos se pueden destacar+ N uptura limpia, sin residuo, en la presencia de hidrocarburos, alcoholes, glicoles y "cidos N =cuohumecta la formación. N Suspensión del agente de sost$n casi perfecta N Paja presión de fricción *luido m"s denso N M mecanismos internos adicionales de ruptura, aplicables para pozos de agua y gas N stable hasta M84 * N 7ompatible con sales hasta un M45 para mejor estabilización de arcillas N Son compatibles con el uso de 1M y 70M . ?omado de http+//III.materialesAsam.org.ar/ desarrollo de fluidos !iscoel"sticos para estimulación de pozos por. http+//III.oilproduction.net/ *luidos iscoel"sticos por 9arío -ideg Q Sr roject ngineer PR Ser!ices 7ompany Publicado por Pablo !r"elo en 22:25
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>iscosidad del petróleo La !iscosidad es una medida de la resistencia interna al flujo, resultante de los efectos combinados de la cohesión y la adherencia. ' tambi$n puede definirse como la oposición de un fluido a las deformaciones tangenciales. #n fluido &ue no tiene !iscosidad se llama fluido ideal, en realidad todos los fluidos conocidos presentan algo de !iscosidad, siendo el modelo de !iscosidad nula una aproimación bastante buena para ciertas aplicaciones. La !iscosidad es una característica de todos los fluidos, tanto lí&uidos como gases, si bien, en este ltimo caso su efecto suele ser despreciable, est"n m"s cerca de ser fluidos ideales. 7abe se%alar &ue la !iscosidad sólo se manifiesta en fluidos en mo!imiento, ya &ue cuando el fluido est" en reposo adopta una forma tal en la &ue no actan las fuerzas tangenciales &ue no puede resistir. La unidad en el sistema cgs para la !iscosidad din"mica es el poise (p), cuyo nombre homenajea a Rean Louis 2arie oiseuille. Se suele usar m"s su submltiplo el centipoise (cp). l centipoise es m"s usado debido a &ue el agua tiene una !iscosidad de 6,44M4 cp a M4 <7.
l poise o centipoise (4,46 poise) se define como la fuerza re&uerida en dinas para mo!er un plano de un centímetro cuadrado de "rea, sobre otro de igual "rea y separado un centímetro de distancia entre sí y con el espacio relleno del lí&uido in!estigado, para obtener un desplazamiento de un centímetro en un segundo. 6 poise 644 centipoise 6 g/(cms) 4,6 as. 6 centipoise 6 Lmas. La !iscosidad de los crudos en el yacimiento puede tener 4,M hasta m"s de 6.444 centipoise. La !iscosidad es una de las características m"s importantes de los hidrocarburos en los aspectos operacionales de producción, transporte, refinación y petro&uímica. La !iscosidad, se obtiene por !arios m$todos y se le designa por !arios !alores de medición. s muy importante el efecto de la temperatura sobre la !iscosidad de los crudos, en el yacimiento o en la superficie, especialmente concerniente a crudos pesados y etrapesados. fecto de la temperatura sobre la !iscosidad+ el efecto de la temperatura sobre la !iscosidad de un lí&uido es notablemente diferente del efecto sobre un gas' en el caso de los gases la !iscosidad aumenta con la temperatura, mientras &ue en caso de los lí&uidos, esta disminuye in!ariablemente de manera marcada al ele!arse la temperatura. =l aumentar la temperatura del crudo se disminuye su !iscosidad debido al incremento de la !elocidad de las mol$culas y, por ende, tanto la disminucion de su fuerza de cohesión como tambi$n la disminución de la resistencia molecular enterna al desplazamiento. fecto de la presion sobre la !iscosidad+ el efecto de la presión mec"nica aumenta la !iscosidad. Si el incremento de presión se efecta por medios mec"nicos, sin adición de gas, el aumento de presión resulta en un aumento de la !iscosidad. ste comportamiento obedece a &ue est" disminuyendo la distancia entre mol$culas y, en consecuencia, se est" aumentando la resistencia de las mol$culas a desplazarse. fecto de la densidad sobre la !iscosidad+ Se define como el cociente entre la masa de un cuerpo y el !olumen &ue ocupa. La densidad de un cuerpo esta relacionado con su flotabilidad, una sustancia flotara sobre otra si su densidad es menor. 2ientras m"s denso sea el fluido, mayor ser" su !iscosidad.
Se puede mencionar las siguientes !iscosidades+ iscosidad aparente+ !iscosidad &ue puede tener una sustancia en un momento dado, la cual se mide por medio de un instrumento &ue determina la tas de cizallamiento. s una función de la !iscosidad pl"stica con respacto al punto cedente. iscosidad cinem"tica+ !iscosidad en centipoise di!idida por la densidad a la misma temperatura y se designa en unidades StoOes o centiStoOes. iscosidad #ni!ersal Saybolt (SS#)+ representa el tiempo en segundos para &ue un flujo de 84 centímetros cbicos salga de un recipiente tubular por medio de un orificio, debidamente calibrado y dispuesto en el fondo del recipiente, el cual se ha mantenido a temperatura constante. iscosidad relati!a+ relación de la !iscosidad de un fluido con respecto a la del agua. iscosidad ngler+ medida de !iscosidad &ue epresa el tiempo de flujo de un !olumen dado a tra!$s de un !iscosímetro de ngler en relación con el tiempo re&uerido para el flujo del mismo !olumen de agua, en cuyo caso la relación se epresa en grado ngler.
iscosidad *urol Saybolt (SS*)+ tiempo en segundos &ue tarda en fluir 84 cc de muestra a tra!$s de un orificio mayor &ue el #ni!ersal, calibrado en condiciones especificadas, utilizando un !iscosímetro Saybolt. iscosidad edIood+ 2$todo de ensayo brit"nico para determinar la !iscosidad. Se epresa como el nmero de segundos necesarios para &ue ;4 cc de la muestra fluyan en un !iscosímetro edIood, bajo condiciones específicas de ensayo.
*uente+ http+//es.IiOipedia.org/IiOi/iscosidad, ?eto+ Facimientos de -idrocarburos (2artín ssenfeld y fraín . Parberii) Publicado por Yusi Monterola en 1$:53
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Bombeo de cavidad progresiva &P$P(5 ventajas y desventajas" La idea de bombas helicoidales es desarrollada a finales de los a%os M4 por ene 2oineau. F es entonces cuando se da a conocer la llamada bomba (7) por su nombre progressing ca!ity puma dicha bomba esta constituida por dos piezas longitudinales en forma de h$lice las cuales se conocen como estator y rotor uno gira permanentemente dentro de la otra &ue esta fija. l rotor met"lico &ue es la pieza interna y esta conformada por una sola h$lice. l stator es la parte eterna y esta constituida por una camisa de acero re!estida internamente por una goma o elastómero moldeado en forma de h$lice a manera de engranar con la h$lice del rotor.
ste sistema de bombeo radica su importancia en la industria petrolera en el manejo de crudos pesados es decir con una alta !iscosidad. s en 6CJC cuando operadores de yacimientos altamente !iscosos y con un alto contenido de arenas,
ubicados en 7anad" realizan las primeras eperiencias con 7 y a partir de este momento empezaron a implementarse en la industria con gran rapidez al igual &ue se comenzó a desarrollar a!ances en mejoras de los materiales &ue conforman la bomba de ca!idad progresi!a. rincipio y funcionamiento+ l estator y el rotor no son conc$ntricos y el mo!imiento del rotor es combinado uno rotacional sobre su propio eje y otro rotacional en dirección opuesta alrededor del eje del estator. La geometría del conjunto es tal &ue forma una serie de ca!idades id$nticas y separadas entre si. 7uando el rotor gira en el interior del estator estas ca!idades se desplazan aialmente desde el fondo del estator hasta la descarga por succión. 9e manera &ue se tiene un desplazamiento positi!o en ca!idades progresi!as.
=ctualmente el sistema de bombeo por ca!idad progresi!a es aplicado para+ roducción de petróleos pesados y bitumines menores a los 6E=> roducción de crudos medios y li!ianos con limitaciones por el contenido de -MS. roducción de crudos con altos contenidos de agua y altas producciones brutas en recuperación secundaria. 7on respecto a los dem"s sistemas de bombeo, este presenta una alta eficiencia comnmente entre el ;45 y 84 5, lo &ue lo hace muy !entajoso sin embargo tambi$n presenta una serie de des!entajas &ue se muestran en el siguiente cuadro
= pesar de tales limitaciones cada día !an siendo superadas con el desarrollo de tecnología para mejoras en los materiales y dise%os de los e&uipos.
?omado de III.oilproduccion.net 2anual de Pombeo 9e 7a!idades progresi!as por 2arcelo -irschfeldt. Publicado por Pablo !r"elo en 11:25
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enero
2009
3egistros de 3ayos 2amma &23(
Los rayos gamma son impulsos de ondas electromagn$ticas de alta energía &ue son emitidos espont"neamente por algunos elementos radioacti!os. l isótopo de potasio radioacti!o con un peso atómico 34, y los elementos radioacti!os de las series de uranio y del torio emiten casi toda la radiación gamma &ue se encuentra en la tierra. l registro de fue introducido en la industria petrolera en 6C:C por Iell sur!ey inc. l registro de es una medición de la radioacti!idad natural de las formaciones. n las formaciones sedimentarias el registro normalmente refleja el contenido de arcilla de las formaciones por&ue los elementos radioacti!os tienden a concentrarse en las arcillas y lutitas. Las formaciones limpias generalmente tienen un ni!el muy bajo de radioacti!idad, a menos &ue contaminantes radioacti!os como cenizas !olc"nicas o residuos de granito est$n presentes o &ue las aguas de formación contengan sales radioacti!as disueltas. l registro de puede ser corrido en pozos entubados lo &ue lo hace muy til como una cur!a de correlación en operaciones de terminación o modificación de pozo. 7on frecuencia se usa para complementar el registro S y como sustituto para la cur!a de S en pozos perforados con lodo salado, aire o lodos a base de aceite. n cada caso, es til para la localización de capas con o sin arcilla y, lo m"s importante para la correlación general.
