Ingeniería de Petróleo

Por Marcelo A. Crotti Los reservorios gasíferos de muy baja permeabilidad presentan un conjunto de características propias que los diferencias de los que suelen llamarse "reservorios convencionales" (pese a todas las precauciones con que debe emplearse este término). Como consecuencia, tanto la etapa de muestreo y recolección de datos, como la de traslado de mediciones de laboratorio a escala de reservorio deben hacerse dejando de lado algunos conceptos "tradicionales". Algunas de las propiedades que suelen presentarse, y hacen diferentes a estos reservorios, son las siguientes: •Muy baja permeabilidad. En general se caracterizan como reservorios “Tight” a los que presentan permeabilidades promedio menores a 0.1 mD. •Baja porosidad con posibles sistemas de doble porosidad (matriz y microfisuras) •Dificultad en la evaluación de las reservas. Frecuentemente se encuentran muchos reservorios no Inter.-conectados, en la misma estructura. •Dificultad en la evalua

INORGÁNICOS, SU RELACIÓN CON EL RESERVORIO Existen dos mecanismos de daño potencial asociados con los procesos de inyección de agua. a) El daño mecánicamente inducido por inyección de sólidos inorgánicos. b) El daño “petrofísico” por inyección de petróleo suspendido. En esta primera parte revisaremos el tema de monitoreo, especificación y control de los sólidos inorgánicos. Reservamos la segunda parte para el petróleo suspendido, por cuanto en su tratamiento existen fenómenos “petrofísicos“ extras, tales como los de mojabilidad, permeabilidad relativa y coalescencia. El contenido de sólidos suspendidos (TSS en ingles SES en español) del agua de inyección constituye un parámetro dentro del conjunto de especificaciones para la misma. Como veremos a lo largo de esta nota un estándar de SES debería utilizarse solo como guía general y sus valores como orientativos más que como un criterio definitivo de calidad para un proyecto en particular. Usualmente, las especificaciones se

En términos generales se puede afirmar que aquellos reservorios de petróleo que están en contacto con casquetes gasíferos se encuentran saturados, o sea que su presión de burbuja es coincidente con la presión en el contacto Gas-Petróleo. El prolongado tiempo de coexistencia entre gas y líquido "garantiza" que ambos fluidos se encuentren en su punto de saturación. Sin embargo el planteo genérico del párrafo anterior sólo es válido en la zona del contacto de ambas fases. Por debajo del contacto es válido preguntarse si se siguen manteniendo las condiciones de saturación. A modo de ejemplo consideremos un punto situado 50m por debajo del contacto Gas-Petróleo y que la presión en dicho contacto es de 200 Kg/cm2. Si la densidad de la columna de petróleo es de 0.6 g/cm3, este punto tendrá una presión hidrostática de 203 Kg/cm2. Y, llegado a este punto, las alternativas son: 1. La presión de saturación sigue siendo de 200 Kg/cm2 (Presión del gas en el contacto)?. 2.

El gas natural ha sido tradicionalmente transportado en gasoductos y más recientemente en buques y gasoductos submarinos, necesarios para satisfacer la creciente demanda mundial del hidrocarburo. Hasta principios de siglo los gasoductos submarinos eran la mejor opción para el transporte de gas natural cuando se trataba de cortas distancias y pocos accidentes topográficos. Si la distancia era mayor se prefirió el transporte marítimo mediante el uso de buques cisternas, pero esta tecnología se sigue desarrollando para lograr un menor impacto ambiental y menor costo. Para septiembre de 2006, la canadiense Sea NG Corporation recibió la aprobación de la American Bureau of Shipping para la construcción de un buque cisterna capaz de transportar gas natural comprimido (GNC), lo que se convertiría en el primero de su tipo. Estos buques, llamados Coselle, tienen como principal función el transporte de cantidades moderadas de gas natural (30 a 500 MMpcs). El Coselle fue creado y patent