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. Este 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 vez más en garantizar su retorno óptimo, teniendo en cuenta las necesidades los diversos participantes en la operación perforadores, ingenieros de producción, geólogos, geofísicos, petrofísicos, además de los inversionistas y directivos. Uno de los aspectos fundamentales consiste en cómo reconciliar estas necesidades y, cuando surgen conflictos entre ellas, cómo juzgar una con respecto a la otra. Un método utilizado es, por ejemplo, el análisis de riesgo. La primera sección del capítulo describe el proceso 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 de producción y la adquisición de datos. El problema de seleccionar el fluido adecuado constituye un muy buen ejemplo de la necesidad de considerar los requisitos de los distintos grupos y balancearlos entre sí. La elección no siempre resulta obvia; por ejemplo, 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. Esta sección se refiere a los factores involucrados y presenta los resultados obtenidos con estudios de laboratorio que puede ayudar a cuantificar mejor estos factores.

Resulta indudable que 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 que requieren una lanificación más precisa e integrada. Se Recalca que siguiente muestra cómo los datos de n pozo piloto se utilizaron para planificar la perforación y la completación de un pozo horizontal. En particular, el pozo piloto indicó que 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 inversión. El pozo fue perforado y completado con todo éxito, y su producción fue el doble de la tasa de un pozo vertical típico en esa misma área. En la sección final se describe la 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 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. Una parte importante de la planificación consiste en simular la respuesta de las mediciones para varios escenarios posibles, de manera que cuando éstos ocurren durante la perforación se pueden tomar las decisiones necesarias con mayor facilidad.

Fuente: Evaluación de Pozos

Avances Tecnológicos

Los avances logrados en la comprensión y la caracterización de las mediciones nucleares, han permitido mejorar la evaluación de

formaciones en los pozos viejos, especialmente en los casos en que los datos obtenidos a hueco abierto son limitados. 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 de pozos de Venezuela. Estos 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 que efectúan mediciones de la formación a través del revestidor; o bien, en Las mejoras obtenidas en cuanto al diseño de los sensores y las mediciones de laboratorio, han permitido alcanzar una caracterización mucho más precisa del flujo, con y sin la tubería de producción. En efecto, hoy en día es posible cuantificar el flujo bifásico o trifásico en los pozos horizontales. Por lo tanto, la tecnología actual permite una evaluación completa de la formación, la hermeticidad hidráulica y el flujo de fondo del 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 el monitoreo continuo de las diferentes propiedades de los pozos y de los yacimientos.

Breves Acotaciones de Hidrocarburos

Para describir los fluidos de yacimientos, los ingenieros a menudo utilizan términos clásicos aunque poco científicos que son de uso corriente en la industria petrolera, como bitumen, petróleo pesado, petróleo negro, petróleo volátil, condensado de gas, 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 entre

petróleo volátil y condensado de gas o entre petróleo volátil y petróleo negro. Venezuela cuenta con uno de los rangos de acumulaciones de hidrocarburos más amplios del mundo, que cubren todo el espectro de fluidos, desde los crudos extra pesados de la Faja del Orinoco hasta los yacimientos que producen gas seco, incluyendo la complejidad de los petróleos volátiles y los condensados de gas retrógrados del Norte de Monagas. Los fluidos de los campos del Norte de Monagas representan un verdadero desafío desde el punto de vista de la extracción de muestras, 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 de saturación cercana a la del punto de burbujeo y tienen un alto grado de merma, que por lo general, alcanza el 40% del espacio poroso del hidrocarburo para una reducción de presión de sólo 10 lpc.de ,manera general se puede considerar que 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. Cualquier disminución de la presión por debajo de ese punto cortaría rápidamente la línea de calidad del 60%, indicando el alto grado de merma de estos crudos. De manera similar, en el caso de los fluidos que existen 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 líquido. Este líquido, o condensado retrógrado, es relativamente inmóvil comparado con la fase gaseosa, por lo cual, la producción será preferentemente gas, y no se producirá el preciado líquido. Las características físicas de los petróleos volátiles y de los condensados retrógrados recuperados en el tanque de almacenamiento, pueden ser muy similares y no permiten realizar una clasificación precisa de los tipos de fluidos del yacimiento.

En Venezuela existen muchos casos en los que, cuando el fluido es condensado de gas, produce un líquido oscuro en condiciones normales de almacenamiento de 33 a 35°API, mientras que algunos petróleos volátiles producen líquidos de colores más pálidos y de mayor densidad. En el otro extremo del espectro están los petróleos pesados, los que constituyen un desafío debido a que sus propiedades físicas deben estar claramente definidas para poder diseñar los sistemas de levantamiento artificial adecuados, las instalaciones de producción en la superficie y las de exportación. Pequeñas cantidades de gas disuelto pueden alterar en gran medida las propiedades de los fluidos tales como la viscosidad, la cual resulta fundamental para 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 de producción estimada se debe evaluar con respecto al capital invertido y a los costos operativos. Por lo tanto, una estimación muy precisa de las reservas recuperables resulta de fundamental importancia para determinar la viabilidad económica del potencial yacimiento. El cálculo de las reservas totales en sitio y la predicción de las reservas recuperables dependen de la confiabilidad de los datos utilizados y constituye un elemento primordial durante las etapas iniciales del proyecto, cuando muchas 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 por lo general de las propiedades de los fluidos, determinadas a partir de las muestras obtenidas en pozos exploratorios y de evaluación. Si estas muestras proporcionan fluidos poco representativos, el costo implícito puede ser muy elevado.

Cuando se trata de hidrocarburos livianos, y en particular cuando la temperatura del yacimiento es muy cercana a la temperatura crítica, la precisión de tales parámetros, como la temperatura del yacimiento y la presión inicial, se debe considerar desde una perspectiva totalmente diferente. Se señala que cambio pequeño de la temperatura o de la presión produce alteraciones drásticas en el comportamiento PVT estimado del fluido. En tales casos, las técnicas de muestreo son 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 fue posible definir el tipo de fluido presente en el yacimiento hasta que no estuvieron disponibles los resultados de los estudios de laboratorio.

En algunos casos, se comprobó que 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 líquida. La clasificación correcta de un hidrocarburo también tiene

importancia para poder definir la cuota OPEP, el régimen fiscal, los acuerdos de coparticipación en la producción y otros aspectos económicos.

Fuente: Pequeño Extracto de Evaluaciòn de Pozos

Publ icado por T ineo Vasquez Yorangel en 21:56 0 comentarios

Mojabilidad de los fluidos

A la hora de hacer el estudio de algún yacimiento es imprescindible tener en cuenta todas 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 es fundamental el estudio de las interacciones roca-fluido, el cual puede determinarse mediante un parámetro denominado mojabilidad que 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 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 son preferencialmente 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 línea tangente al punto de contacto entre la gota de líquido con la superficie. Este ángulo depende de la energía superficial del sólido, la energía interfacial y la tensión superficial del líquido.

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 la superficie. La mojabilidad tiene sólo un significado relativo. Teóricamente, debe ocurrir mojabilidad o no mojabilidad completa cuando el ángulo de contacto es 0° o 180° respectivamente. Sin embargo, un ángulo de cero es obtenido sólo en pocos casos.

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 desplazamiento de 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 numerosos aspectos del desempeño del yacimiento, particularmente en las técnicas de inyección de agua y recuperación mejorada del petróleo. Suponer que una formación es mojable por agua, cuando en realidad no lo es, puede ocasionar daños irreversibles 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.

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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, el petróleo y el gas, son tratados y preparados para la venta o el transporte desde el Campo. Cualquier caudal de agua producido, también es tratado y preparado para su 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 medición6. Recipientes de Almacenamiento

Un pozo puede ser definido como un conducto o interfase, entre el petróleo y gas del reservorio y las facilidades de superficie. Esta interfase es necesaria para producir 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 es llamado 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 de choque.• Un sistema de levantamiento Artificial, tal como bombas, válvulas de gas-Lift, etc.• Líneas de Conducción horizontales con placas de choque y otros componentes de cañerías como válvulas, codos, etc. Definiciones Importantes

1. Permeabilidad (k): Es una propiedad de la Roca la cual mide la capacidad de transferencia 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 siguiente forma:Espesor (h): El espesor útil es el espesor promedio de la formación permeable, que contiene el área de drenaje por la cual el fluido fluye hacia el pozo. Este no es solamente 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 roca permeable 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 hacia el pozo.4. Presión promedio de reservorio (pr)Esta es la presión promedio de reservorio que se asume como la presión estática que se desarrolla a una distancia del pozo igual al radio de drenaje. Para mayores distancias que re, la presión se mantiene constante. Este valor de presión se pude obtener de ensayos de formación tipo Build up o Drawdown. Se puede observar en la 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 paredes del pozo donde se encuentran los punzados. Esta se puede determinar con Ensayos de Formación, Perfiles de Presión o con sensores de fondo. Su valor puede varían para 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 de fondo. Esta influye en el desempeño del pozo, ya que una gran diferencia de presión nos indica como es la permeabilidad que tiene la formación, ya que esta es inversamente proporcional a la diferencia de presión.

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

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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, 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 hace rotar. Motor: Acciona el cabezal giratorio a través de poleas y cadenas. Barra Pulida y Grapa: Esta conectada a la sarta de cabillas y soportada

del cabezal giratorio mediante una grapa. Prensa Estopa: Sella espacios entre la barra pulida y la tubería de

producción.

Equipo De Subsuelo

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

Sarta De Cabillas: Conjunto de cabillas unidas entre si introducidas en el pozo.

Estator: Hélice doble interna, fabricada con un elastomero sintético adherido dento de un tubo de acero.

Rotor: Consiste en una hélice externa con un área de sección transversal redondeada 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 rota excentricamente 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, formando cavidades 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 bajó contenido 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 de funcionamiento de la BCP es sencillo, los componentes primordiales son el rotor y el 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 han desarrollado una amplia gama de elastomeros. También se han hecho progresos en el área de automizacion de sistemas.

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

Publ icado por kar lene Reyes en 23:26 0 comentarios

Transporte Y Almacenamiento De Hidrocarburo

Para proceder al transporte,almacenamiento y venta de las ingentes cantidades de petróleo bruto, como de los derivados que entran anualmente en el mercado y que han de ser transportados desde los centros de producción o refinerías hacia los centros elaboradores o de consumo, así como para llevar a cabo la distribución de los productos elaborados a los diversos consumidores, se utilizan los llamados OLEODUCTOS, GASODUCTOS Y POLIDUCTOS que se utilizan tanto para el transporte de petróleo bruto desde el campo petrolífero hasta la refinerías o puerto de embarque. Hoy en día para transportar el crudo de zonas costa afuera se usan generalmente TANQUEROS, BUQUES Y SUPERTANQUEROS, por sus facilidades en vías marítimas existentes. El crudo producido en la industria es enviado hacia las estaciones reductoras en el área de operaciones y de allí es bombeado en forma continua a los PATIOS DE TANQUES, en donde se tratan de remover el agua y gas que contiene, y se almacena y bombea hacia los terminales o 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. el

termino "oleoducto" comprende no solo la tubería troncal que es aquella que se extiende desde el área de producción, sino también las instalaciones necesarias para la explotacion del crudo denominadas patio de tanques. Las Tuberías de transporte pueden ser clasificadas debido a su importancia 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 un yacimiento 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 y domestico.

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

4. Patios De Tanques: Son lugares donde se recibe el petróleo bombeado desde los campos petrolíferos, 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 hacia los terminales y refinerías, con la finalidad de ser refinado y/o exportado. Esta constituido por: tanques para almacenamiento de crudo, estaciones de bombas, de tratamiento , calentadores y tanques de lavado.

5. Terminales De Embarque: Son instalaciones que reciben crudos provenientes de los patios de tanque y los productos elaborados por las tuberías con el fin de almacenarlos y luego embarcarlos hacia distintos sitios del país (cabotaje) o del mundo (exportaciòn). La mayoría de estos terminales consta de dos tipos de instalaciones principales: Los Tanques De 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 y sistemas 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 Mundial ya que se requeriría mayor numero y mejores buques para remplazar los tanqueros, buque con mayor capacidad de almacenaje, lo que permitio un gran 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 icado por kar lene Reyes en 21:32 0 comentarios

2 6 e n e r o 2 0 0 9

Influjo de agua (We)

Un acuífero se define como estrato o formación geológica que almacena y transmite agua (permite la circulación de agua a través de sus poros o grietas) permitiendo que pueda ser explotado en cantidades económicamente apreciables.Los acuíferos pueden tener diferentes características, pueden ser acuíferos confinados o cerrados que no tiene contacto con fuente

externa alguna, o pueden tener un extenso afloramiento que permite que fuentes externas de agua mantengan inalterable su capacidad de aporte de energía expulsiva.

Un alto porcentaje de los yacimientos de hidrocarburos están asociados a éstos cuerpos de agua (acuífero) y de cualquier manera, estos constituyen una fuente de energía 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 las densidades agua/petróleo pueden generar la existencia de amplias zonas de transición entre ambos fluidos, como resultado del balance entre las fuerzas capilares y las fuerzas gravitacionales.

Se definen como yacimientos volumétricos aquellos que no tienen entrada natural de fluidos. Generalmente, al hablar de influjo natural de fluidos se piensa inmediatamente en agua ya que comúnmente este fluido es el que entra en el volumen control del yacimiento (volumen bruto), que inicialmente está ocupado por la acumulación de hidrocarburos con su agua connata. Sin embargo, hay casos en los cuales una acumulación inicialmente volumétrica puede recibir fluidos de otra acumulación, de manera accidental o no deliverada 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 las siguientes 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 volumen inicial 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 para detectar y cuantificar la presencia de un acuífero activo asociado a un yacimiento aunque no necesariamente haya producido agua, el cual se basa en suponer que no existe 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 afirmar que en efecto el yacimiento no está asociado a un acuífero activo; y si de lo contrario los valores de N son cada vez mayores a medida que avanza en producción, se puede afirmar que el yacimiento está asociado a un acuífero activo. Si el valor de N es 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 de presión/producción.

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

Influjo de agua vs. estado de agotamiento: El concepto de balance de materiales descrito por su ecuación (EBM) contempla la posible entrada progresiva de agua (We) al volumen de control, de manera natural, para esto es necesario que se cumplan dos condiciones:

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

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

El acuífero aporta a la acumulación un volumen de agua (We) que se puede relacionar 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 el contacto agua/petróleo.

Influjo de agua vs. tiempo: El influjo de agua (We) depende del tiempo que ha 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 como ni cuanto tiempo se ha requerido para alcanzarlo, de esta manera We se

expresará en términos de balance de materiales como función de Pe promedio del yacimiento al cual entra y del cual se produce Wp. Para convertir 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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2 5 e n e r o 2 0 0 9

Tipos de separación gas-líquido

Las técnicas de laboratorio usadas para obtener el comportamiento PVT deben simular los tipos de separación gas-líquido que ocurren durante la producción de gas condensado desde el yacimiento hasta los separadores. Dos tipos de separación se pueden presentar: Diferencial e Instantánea (Flash).

Separación DiferencialPor definición, separación diferencial es aquella donde la composición total del sistema varía durante el proceso. En este caso el gas separado es removido parcial o totalmente 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, lo que significa que 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. Más líquido se condensa en la separación instantánea que en la diferencial debido a que en la separación instantánea permanece mayor cantidad de gas en el sistema del cual más y más componentes pesados se pueden condensar al disminuir la presión.

El proceso de separación gas-líquido en el yacimiento depende de la saturación de condensado retrógrado. Al disminuir la presión del yacimiento por debajo de la presión de rocío, el líquido condensado permanece inmóvil en contacto con el gas hasta alcanzar una saturación mayor que la crítica. El gas remanente se moverá hacia los pozos de producción y la composición del sistema gas-líquido estará cambiando contínuamente. Bajo estas condiciones, el proceso de separación será tipo 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 se mantienen en contacto sin cambio apreciable en la composición total del sistema, y en agitación permanente lo cual permite el equilibrio entre las fases. Bajo estas condiciones, el proceso de separación es tipo instantáneo (flash).

Fuente: B. Craft

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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 a la formación existen pruebas de laboratorio que evidencian la actuación de estas operaciones reparar el DF es difícil y requiere de altos costos lo más adecuado sería prevenirlo.

Primordialmente el origen del DF está ligado a factores como: El transporte y entrampamiento de sólidos finos y/o Ciertas reacciones químicas entre fluidos invasivos 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 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 de intercambio 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 la composición de las especies minerales y el grado de reactividad de los mismos frente 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 las partículas individuales. La permeabilidad será máxima si todas las partículas están compactadas y agregadas y mínimas si están dispersas y circulando con los fluidos.

Fluidos y rocas reservorio han permanecido en equilibrio por millones de años, la irrupción de un pozo genera un flujo de fluidos desde el interior del reservorio hacia el 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 foráneos que llamaremos invasivos usados durante la perforación y para realizar distintas pruebas en el pozo.

Algunas de las consecuencias que generan estos fluidos invasivos al ser usados en distintas operaciones de pozos se muestran a continuación:

Es notable que la mayoría de los posibles mecanismos de DF están vinculados con la presencia de minerales de arcilla dentro del yacimiento. Lo que indica que la presencia de las mismas es potencial para generar DF por tal razón para evitar el DF es preciso estudiar el tipo de arcilla presentes en la formación y su reacción con distintos fluidos.

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

Unas de las consecuencias más catastróficas que generan el contacto entre un agua invasiva y las arcillas de la formación son el conocido fenómeno del hinchamiento de arcillas y el no menos importante defloculacion de arcillas que comúnmente son confundidos.

El fenómeno de hinchamiento de arcillas es característico de las arcillas smectíticas (Montmorillonitas). La doble capa eléctrica se origina entre el desbalance negativo de 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 agua hace 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 en todo el volumen y entre las

capas constitutivas de la columna arcillosa). La expansión de la arcilla hace que la misma se disgregue, rompa y migre.

El fenómeno de defloculación de arcillas es diferente aunque sus consecuencias pueden también ser graves para el reservorio. Este fenómeno se debe a la alteración de las fuerzas electrostáticas entre partículas de arcillas. En aguas salinas la doble capa 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 Carlos Sotomayor 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 de detección, caracterización y modelado de fracturas, y simulación de yacimientos. Para explotarlos 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), cavidades de disolución y bloques de matriz. Esto requiere aplicar, de manera consistente, diversas fuentes de información de tipo estático y dinámico.

Los yacimientos naturalmente fracturados plantean una paradoja relacionada con la producción. Incluyen yacimientos con baja recuperación de hidrocarburos: estos yacimientos pueden parecer altamente productivos al comienzo pero su producción declina rápidamente. Además, 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 productivo, pero también 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 que se preven en dichas zonas. Aunque las fracturas pueden tener un efecto significativo en la permeabilidad total de una roca, generalmente tienen poco efecto sobre la porosidad, las saturaciones u otras características petrofísicas de la roca. En los yacimientos carbonatados, las fracturas naturales ayudan a generar porosidad secundaria y estimulan la comunicación entre los compartimientos del yacimiento. No obstante, estos conductos de alta permeabilidad a veces entorpecen el flujo de fluidos dentro de un yacimiento, conduciendo a la producción prematura de agua o gas y

haciendo que los esfuerzos de recuperación secundaria resulten ineficaces.

Fig. 1 Fractura

Las fracturas naturales generalmente presentan ciertas características constantes:

-Son aproximadamente perpendiculares a el echado; sin embargo, esto no excluye la 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 las fracturas a menudo son el resultado de tensiones tectónicas, el rumbo prevaleciente de 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 desde el punto de vista 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. Ignorar la presencia de las fracturas 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 caracterización temprana de las facturas naturales es que tal omisión puede limitar severamente las opciones de desarrollo de campos petroleros.

Detección de fracturas: las herramientas de registros para detectar la presencia de 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 responde principalmente a las fracturas aunque éstas, en particular abiertas, pueden afectar la respuesta en algunas herramientas de registro. Las mediciones que más se efectúan 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 comprender la geometría de todas las mediciones involucradas. La búsqueda se concentra generalmente 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 sónicas responden a las propiedades mecánicas de la roca y el medio no las afecta. En zonas fracturadas, la apariencia del tren de ondas, muestra cambios repentinos, zonas barrosas, formas en V invertida, etc. Tales anomalías de propagación pueden ser provocadas por fracturas.

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

Fig. 2 Detección de fracturas.

Clasificación de las fracturas: En el laboratorio, los tipos de fracturas se dividen en dos grupos relacionados con su modo de formación: las fracturas por esfuerzo de corte (cizalladura) que se forman con la cizalladura paralela a la fractura creada y las fracturas por esfuerzos de tracción que 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 experimentos de laboratorio poseen contrapartes netas que existen naturalmente; las fracturas por esfuerzo de corte corresponden a fallas, mientras que las fracturas de tracción corresponden a grietas.

Clasificación de los yacimientos fracturados: Los yacimientos fracturados se clasifican 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 la permeabilidad esencial para la productividad. Los yacimientos de Tipo 3 poseen alta porosidad y pueden producir sin fracturas, de manera que las fracturas en estos yacimientos proveen permeabilidad adicional. Los yacimientos de tipo M poseen alta porosidad y permeabilidad matricial, de manera que las fracturas abiertas pueden mejorar la permeabilidad, pero las fracturas naturales a menudo complican el flujo de fluidos en estos yacimientos a través de la formación de barreras. Otra clase de yacimientos, los de Tipo G, ha

sido creada para los yacimientos de gas fracturados 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

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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 tecnología más avanzada y más económicos para producir reservas a lo largo de la vida de los campos en aguas profundas. Las novedosas soluciones para producción de distintas compañías elevan los fluidos desde los campos submarinos en aguas profundas para maximizar la producción y minimizar los costos, expandiendo por ende los límites 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 de operación en condiciones de altas temperaturas y presiones, lo que las hace ideales para entornos submarinos. La tecnología de ESP puede producir altos volúmenes de fluido (hasta 150.000 bpd), tiene un amplio rango operativo y puede suministrar el empuje necesario (de más de 5000 psi) para elevar el flujo de producción a la plataforma.Centrilift ofrece sistemas duales eléctricos sumergibles de bombeo (ESP) en pozo, sistemas de levantamiento en lecho marino y sistemas de levantamiento instalados en montante. Cada opción brinda distintas ventajas, dependiendo de las necesidades generales de producción de los campos submarinos.

• Los sistemas duales ESP en pozo localizados cerca del reservorio maximizan la recuperación total de reservas y los sistemas redundantes brindan máxima confiabilidad para reducir los costos totales.

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

• Los sistemas de levantamiento ESP booster en el lecho marino son una alternativa económica a los sistemas en pozo. La instalación y la intervención de los

sistemas sobre lecho marino puede realizarse con buques de propósito general sin necesidad de costosos equipos de perforación.

CARACTERÍSTICAS Y BENEFICIOS

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

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2 4 e n e r o 2 0 0 9

Breve Acotación del Gas

El gas natural representa una fuente de energía importante para el futuro, pues ya se ha hablado de los beneficios que trae su uso. Se puede emplear como combustible, disminuyendo la contaminación del medio ambiente por parte de los gases que se producen por efecto del uso de gasolina. Así como este, otros usos importantes pueden ser dados al gas natural para mejorar los procesos industriales que se llevan 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 más primordial, pues representa la posibilidad de no depender del petróleo solamente como 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. Sin embargo, existen pocos estudios al respecto, debido a que el petróleo ocupa la gran parte del mercado de los hidrocarburos.

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 el flujo de un gas real a condiciones de yacimiento. Otro aporte muy importante fue hecho por Darcy, quien 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.

A 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.

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

Publ icado por T ineo Vasquez Yorangel en 23:34 0 comentarios

1 8 e n e r o 2 0 0 9

Descripción de yacimientos

Uno 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 variaciones complejas de continuidad, especialmente en sus propiedades relativas al espacio poroso (porosidad, permeabilidad, etc.). Estas variaciones reflejan el proceso de depósito original y los cambios diagenéticos y tectónicos consecuentes y su grado de complejidad puede provocar que los modelos sencillos sean inadecuados para predecir el rendimiento del yacimiento y para diseñar un esquema de administración de la producción del campo que optimice el rendimiento. Se ha vuelto más claro para los ingenieros petroleros que

la optimización del rendimiento depende de manera crucial de la calidad de la descripción del yacimiento. Una clave para una buena descripción es la utilización e integración máximas de los datos de todas las fuentes posibles, ya que ninguna fuente de datos por sí sola puede proporcionar una descripción completa del yacimiento. Cada fuente de datos está sujeta a limitaciones y errores. Sin embargo, se puede obtener cierta sinergia a partir de la incorporación inteligente de todos los datos existentes.

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

Modelo estático: En esta etapa se define la geometría del yacimiento y se describen los parámetros petrofísicos; para comprender en términos físicos y geológicos el sistema de acumulación de hidrocarburos.

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

Geológico

-Estratigráfico Estructural

-Caracterización de Fracturas

Petrofísico Geoestadístico.

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

-Modelamiento Estratigráfico:

1. Descripción macroscópica y microscópica (Petrografía), a nivel de núcleos de pozos y de afloramientos, de cada una de las facies para determinar paleoambientes 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 los intervalos corazonados.

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

-Modelamiento Estructural:

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

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

3. Seguimiento desde el principio del proceso de construcción del modelo estructural, controlando las restricciones provenientes de las limitaciones numéricas 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., con el fin de generar un modelo del sistema fracturado presente en el yacimiento que servirá para alimentar el modelo de simulación.

Modelamiento Petrofísico: Selección de intervalos potencialmente productores. Modelo matemático petrofísico general para cada formación evaluada. Valor promedio y específico (paso) de cada propiedad por formación o unidad geológica Porosidad, permeabilidad y fluidos. Modelo litológico integrado con información de corazones, fluidos y pruebas de producción Generación de Mapas de isopropiedades con técnicas Geoestadísticas.

Modelamiento Geoestadístico: Comprende el uso de la teoría de probabilidades aplicada a descripción de la continuidad de las variables geológicas en el espacio. El modelamiento geoestadístico se realiza con el objetivo de proporcionar la más cercana representación de la heterogeneidad geológica dentro de las principales unidades de un yacimiento. Definición de Cuerpos Sedimentarios (litounidades) Modelo Estratigráfico Conceptual (registro litológico por pozo) Modelamiento Litoestratigráfico: Análisis Geoestadístico de, Simulación Petrofísica.

Modelo dinámico: Esta etapa analiza la interacción dinámica roca-fluido del yacimiento; el propósito fundamental es desarrollar metodologías que permitan comprender de una manara integral como se desplazan los fluidos en el sistema poroso (roca). Tales parámetros servirán para alimentar los modelos de simulación numérica 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 profunda alrededor del pozo. El tamaño 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, más variación que los datos promediados sobre volúmenes de roca más grandes. Otras 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 vertical, la cual a menudo depende de estrias muy delgadas de roca más compacta.

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

Estas muestras son objeto de análisis detallado para desarrollar el modelo geológico del yacimiento y determinar una relación entre los diferentes parámetros petrofísicos de la formación (porosida, saturaciones, permeabilidad, etc.) y los parámeros de la formación que pueden determinarse con registros. Una vez establecida tal relación, los parámetros petrofísicos de la formación (incluyendo la distribución de la permeabilidad) a menudo pueden deducirse de los datos de los registros de pozos en áreas sin datos de núcleos. Para este propósito se han desarrollado nuevas técnicas que utilizan bancos de datos de registros multidimensionales. Estas proporcionan distribuciones continuas de los parámetros petrofísicos de la formación que son coherentes con las

muestras, la información geológica, la presión y otros datos para cada`pozo del campo y, por lo tanto, son un complemento importante para las técnicas de mejoramiento de la descripción de yacimientos.

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

Mejoras recientes en las técnicas, fuentes y procesamientos de registros sísmicos han elevado considerablemente el papel de la información sísmica en la descripción de yacimientos, particularmente a través del modelaje y de la interpretación estratigráficos. El registro de echados también puede ayudar a identificar características estructurales y estratigráficas y a definir la inclinación y orientación de 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 por computadora, no se utilizan totalmente en la descripción. Aunque el objetivo de los Servicios de Descripción de Yacimientos (RDS) es maximizar la contribución de registros de pozos a la descripción de yacimientos, no es un enfoque basado en los registros. Este servicio intenta describir detalladamente un yacimiento a través del uso coherente de todos los datos disponibles.

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

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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 eliminando los 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, en particular las de purgado, pueden causar emisiones importantes de metano a la atmósfera. Instalar un sistema de bombeo neumático es una alternativa económica para eliminar los líquidos.Los sistemas de bombeo neumático tienen la ventaja adicional de aumentar la producción, así como reducir significativamente las emisiones de metano que se relacionan con las operaciones de purgado. El bombeo neumático usa la concentración de presión de gas del pozo para bombear hacia fuera del pozo una columna de fluido acumulado. El sistema de bombeado neumático ayuda a mantener la producción de gas y puede reducir la necesidad de tener que realizar otras operaciones de remedio.

El funcionamiento de un sistema de bombeo neumático se apoya en la acumulación natural de presión en el gas del pozo durante el tiempo en que el pozo esté cerrado temporalmente (sin producir). La presión del pozo cerrado temporalmente debe ser lo suficientemente más alta que la presión de la línea de venta como para levantar el émbolo y la carga de líquido a la superficie. Un mecanismo de válvula, controlado por 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 una memoria de estado sólido y funciones programables con base en sensores de proceso.

La operación de un sistema de bombeo neumático típico implica los pasos siguientes:

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 se acumulan en el agujero del pozo, creando un aumento gradual en contrapresión que hace más lenta la producción de gas.2. Para invertir el descenso de la producción de gas, el pozo se cierra temporalmente en la superficie mediante un controlador automático. Esto causa que 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 se obtiene suficiente volumen de gas y presión, el émbolo y la carga de líquido son empujados a la superficie.3. Conforme se levanta el émbolo a la superficie, el gas y los líquidos acumulados por 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 salida superior 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 el émbolo, bajándolo por la tubería.7. El ciclo se repite.

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 la eficiencia.

Reducción de acumulación de parafina y escamas.

Emisiones más bajas de metano.

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

Tomado de www.oilproduction.net Installing Plunger Lift Systems in

Gas Wells por EPA - Agencia de Protección del Medio Ambiente de los Estados Unidos

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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 mostrar el enorme potencial de este recurso energético. Por sus altos contenidos en peso y volumen de materia orgánica, constituida principalmente por carbono, hidrógeno y oxígeno y con un cierto grado de humedad se usa el término “coal” (carbón) haciendo referencia a las rocas sedimentarias 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 altas concentraciones 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 presión en la capa. La obtención de datos para estimar y calcular distintas propiedades por lo general son obtenidas por 2 tipos de ensayos: Ensayo de desorción con filtro canasta, con este ensayo se determina el contenido de gas total Gc adsorbido en la muestra de carbón y el tiempo de desorción, el cual se define como el tiempo requerido para la desorción del 63% del total de gas adsorbido. El otro ensayo aplicado es el Análisis Cuantitativo diseñado para determinar la composición del carbón en términos de porcentaje de cenizas, carbono fijo, contenido de humedad, materia volátil.Por ser yacimientos fracturados los reservorios de CBM se caracterizan por presentar 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 de sistemas de porosidad primario y secundario en carbón.

Para que un reservorio de CBM presente interés 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 que la producción de ese gas sea económicamente viable.

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, scfA: 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 función del tipo de carbón, el contenido de humedad y el contenido de materia mineral entre 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 realizan estimulaciones mediante fracturas hidráulicas de modo de contribuir a la red de fracturas e interconectarlas con el pozo; se extrae por medios artificiales el agua del reservorio; se debe contar con instalaciones para la disposición del agua; y prever un completo desarrollo del arreglo de pozos.

4. Permeabilidad y porosidad

Con la producción, las propiedades de la red de fracturas experimentan 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

Tomado de www.oilproduction.net Reservorios CBM Por Jorge Ortega – Ingeniero en 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 sus derivados 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, ya que se le puede definir como la capacidad que tiene un material para permitir que un fluido (en este caso petróleo) lo atraviese con facilidad y sin alterar su estructura interna, mediante un gradiente de presión. Mientras una roca tenga alta capacidad para permitir el movimiento del petróleo a través de sus poros interconectados y el yacimiento cuente con energía para " empujarlo" hacia la superficie, se podrá garantizar la producción del crudo.Se afirma que un material es permeable si deja pasar a través de él una cantidad apreciable del fluido en un tiempo dado, para esto la roca debe tener porosidad interconectada (poros, cavernas, fisuras o fracturas). El tamaño, la forma y la continuidad 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 el material 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 esto no siempre es así. La permeabilidad del suelo suele aumentar por la existencia de fallas, grietas u otros defectos estructurales. Algunos ejemplos de roca permeable son la caliza y la arenisca, mientras que la arcilla o el basalto son prácticamente impermeables. Algunas arenas de granos finos pueden tener un alto índice de porosidad interconectada, aunque los poros individuales y los canales de poros sean bastante pequeños. En consecuencia, las vías disponibles para el movimiento de fluidos a través de los poros estrechos están restringidos; por lo tanto, la permeabilidad de formaciones con granos finos tiende a ser baja. Si el yacimiento está formado por rocas con altas densidades y fracturadas por pequeñas fisuras de gran extensión, su porosidad será pequeña, pero presentará una alta permeabilidad, 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 llama permeabilidad absoluta o intrínseca (K).

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

K = C.d²

donde:

K, permeabilidad intrínseca [L²].

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, se reduce la permeabilidad efectiva para el flujo de petróleo (Ko) o para el flujo de agua (Kw). La suma de las permeabilidades efectivas es menor o igual a la permeabilidad absoluta (K). Las permeabilidades relativas dependen de las propiedades de la roca, además de las cantidades relativas y propiedades de los diferentes fluidos presentes en los poros, como por ejemplo, la saturación de cada uno 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, la permeabilidad relativa al

agua, Krw, es igual a Kw/K. En general estas permeabilidades son expresadas en porcentajes o en fracciones.

Las mediciones de permeabilidad que se realizan con aire o gas deben corregirse por 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 de Darcy 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 poseen porciones 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 la Concentración Miscelar de Cationes, Balance Hidrofílico - Lipofílico y el Número de agregación para producir micelas 3D. Requieren un Surfactante y un Ion Opuesto estos fluidos adelgazan por Corte, presentando así una baja Fricción debido al alineamiento de las Micelas en la dirección del flujo a altas velocidades de corte, lo que 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 sobre la parte elástica del material. Básicamente cuando a este tipo de fluido se les somete a un esfuerzo y luego se remueve la carga, la deformación solo se reinicia en la porción elástica del fluido, la parte viscosa del fluido seguirá parcialmente deformada. La viscoelasticidad de estos fluidos y el proceso químico que los genera se puede observar de una manera esquemática y sencilla en el siguiente diagrama.

Entre las características más importantes que presentan los geles viscoelásticos se pueden 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• 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 viscoelásticos para estimulación de pozos por. http://www.oilproduction.net/ Fluidos Viscoelásticos por Darío Hideg – Sr Project Engineer BJ Services Company

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Viscosidad del petróleo

La viscosidad es una medida de la resistencia interna al flujo, resultante de los efectos combinados de la cohesión y la adherencia. ; también puede definirse como la 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 ser fluidos ideales.Cabe señalar que la viscosidad sólo se manifiesta en fluidos en movimiento, ya que cuando el fluido está en reposo adopta una forma tal en la que no actúan las fuerzas tangenciales que no puede resistir. La unidad en el sistema cgs para la viscosidad dinámica es el poise (p), cuyo nombre homenajea a Jean Louis Marie Poiseuille. Se suele usar más su submúltiplo el 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 para mover 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 líquido investigado, 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 1.000 centipoise.La viscosidad es una de las características más importantes de los hidrocarburos en los aspectos operacionales de producción, transporte, refinación y petroquímica. La viscosidad, se obtiene por varios métodos y se le designa por varios valores de medición. Es muy importante el efecto de la temperatura sobre la viscosidad de los crudos, en el yacimiento o en la superficie, especialmente concerniente a crudos pesados y extrapesados.

Efecto de la temperatura sobre la viscosidad: el efecto de la temperatura sobre la viscosidad de un líquido es notablemente diferente del efecto sobre un gas; en el caso de los gases la viscosidad aumenta con la temperatura, mientras que en caso de los líquidos, esta disminuye invariablemente de manera marcada

al elevarse la temperatura. Al aumentar la temperatura del crudo 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 también la disminución de la resistencia molecular enterna al desplazamiento.

Efecto de la presion sobre la viscosidad: el efecto de la presión mecánica aumenta la viscosidad. Si el incremento de presión se efectúa por medios mecánicos, sin adición de gas, el aumento de presión resulta en un aumento de la viscosidad. Este comportamiento obedece a que está disminuyendo la distancia entre moléculas y, en consecuencia, se está aumentando la resistencia de las moléculas a desplazarse.

Efecto de la densidad sobre la viscosidad: Se define como el cociente entre la masa de un cuerpo y el volumen que ocupa. La densidad de un cuerpo esta relacionado con su flotabilidad, una sustancia flotara sobre otra si su densidad 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

un momento dado, la cual se mide por medio de un instrumento que determina la tas de cizallamiento. Es una función de la viscosidad plástica con respacto al punto cedente.

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

Viscosidad Universal Saybolt (SSU): representa el tiempo en segundos para que un flujo de 60 centímetros cúbicos 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.

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

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

Viscosidad Furol Saybolt (SSF): tiempo en segundos que tarda en fluir 60 cc de muestra a través de un orificio mayor que el Universal, calibrado en condiciones 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 50 cc de la muestra fluyan en un viscosímetro Redwood, bajo condiciones específicas de ensayo.

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

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

La idea de bombas helicoidales es desarrollada a finales de los años 20 por Rene Moineau. Y es entonces cuando se da a conocer la llamada bomba (PCP) por su nombre progressing cavity puma dicha bomba esta constituida por dos piezas longitudinales en forma de hélice las cuales se conocen como estator y rotor uno gira permanentemente dentro de la otra que esta fija.

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 revestida internamente por una goma o elastómero moldeado en forma de hélice a manera de engranar con la hélice del rotor.

Este sistema de bombeo radica su importancia en la industria petrolera en el manejo de crudos pesados es decir con una alta viscosidad. Es en 1979 cuando operadores de yacimientos altamente viscosos y con un alto contenido de arenas, ubicados en Canadá realizan las primeras experiencias con PCP y a partir de este momento empezaron a implementarse en la industria con gran rapidez al igual que se 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 combinado uno rotacional sobre su propio eje y otro rotacional en

dirección opuesta alrededor del eje del estator. La geometría del conjunto es tal que forma una serie de cavidades idénticas y separadas entre si. Cuando el rotor gira en el interior del estator estas cavidades se desplazan axialmente desde el fondo del estator hasta la descarga por succión. De manera que se tiene un desplazamiento positivo en cavidades 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 eficiencia comúnmente entre el 50% y 60 %, lo que lo hace muy ventajoso sin embargo también presenta una serie de desventajas que se muestran en el siguiente cuadro

A pesar de tales limitaciones cada día van siendo superadas con el desarrollo de tecnología para mejoras en los materiales y diseños de los equipos.

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

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Registros de Rayos Gamma (GR)

Los rayos gamma son impulsos de ondas electromagnéticas de alta energía que son emitidos espontáneamente por algunos elementos radioactivos. El isótopo de potasio radioactivo con un peso atómico 40, y los elementos radioactivos de las series de uranio y del torio emiten casi toda la radiación 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 de arcilla de las formaciones porque los elementos radioactivos tienden a concentrarse en 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 formación contengan sales radioactivas disueltas.

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

Equipo La sonda de GR contiene un detector para medir la radiación gamma que se origina en el volumen de la formación cerca de la sonda. En la actualidad, generalmente se emplean contadores de centelleo para esta medición.

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

Calibración La principal calibración estándar para las herramientas GR se realiza en las instalaciones de pruebas API en Houston. Se emplea una calibración de campo estándar para normalizar cada herramienta según el estándar de API y los registros se 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.