Ingeniería de Petróleo

Puede ser producido por una fuerza natural o inducida MECANISMO NATURALES Liberación de gas en solución : se produce por la reducción de la presión por debajo de la presión de burbujeo empieza a parecer la primera burbuja, a medida que se expande y eso lleva a los hidrocarburos hacia la zona de menor presión. Segregación gravitacional : se debe tener un yacimiento con una presión por debajo de la presión de burbujeo de formal tal que empiece a liberar gas hacia el tope del yacimiento mientras que el petróleo se mueve hacia abajo debido a que existe una permeabilidad vertical. El alto buzamiento no indica que existe segregación gravitacional sino que la dirección de flujo vertical presenta una buena permeabilidad. En un yacimiento esta ocurriendo segregación universal por que hay: • Variaciones del GOR con la estructura. • Aparente mejora del comportamiento de la permeabilidad relativa gas-petróleo. • Aparente tendencia al mantenimiento de la presión. Empuje por c

--> La alta volatilidad de estos yacimientos se debe al aumento de la temperatura del yacimiento, aproximándose en algunos casos a 500 F y debido al alto contenido de componentes como propano y butano. Jacoboy y Berry definen el yacimiento de petróleo volátil como el que contiene proporciones relativamente altas de componentes ente etano y decano a temperaturas de yacimiento cerca o mayor de 250 F , además, posee un alto factor volumétrico del petróleo y una gravedad de petróleo fiscal por encima de 45 API.

EQUIPOS DE SUPERFICIE PLANTA COMPRESORA Representa la fuente de gas para un caso típico de LAG, esta planta compresora recibe el gas a una baja presión y lo descarga a una presión muy por encima de ésta, a la red de distribución. La planta compresora puede ser centrífuga (turbina) o recíproca (motocompresor). SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN La distribución del gas puede ser de dos maneras: 1. Directamente de la descarga del compresor, de un suplidor de gas o de un punto de distribución múltiple para cada pozo. 2. Una línea de distribución troncal con distribución individual para cada pozo. EQUIPO DE MEDICIÓN Y CONTROL Reguladores de flujo y registradores, válvulas de bloque, entre otros. A lo largo del recorrido existen sitios estratégicos donde se colocan válvulas y medidores de presión y flujo que permiten llevar un control y monitoreo del sistema. RED DE RECOLECCIÓN DE FLUIDOS A BAJA PRESIÓN Es el separador general de producción que separa la fase liquida de la gaseos

CONDICIONES DE APLICACIÓN FLUJO CONTINUO Las condiciones que favorecen la aplicación del flujo continuo son las siguientes: • Baja densidad del petróleo. • Alta tasa de producción. • Alta presión de fondo. • Alta relación gas-liquido del yacimiento. • Se puede aplicar en pozos con alta producción de arena. • Diámetro pequeño de la tubería. FLUJO INTERMITENTE Las condiciones que lo favorecen son las siguientes: • Alta densidad del petróleo. • Baja tasa de producción. • Baja relación gas-petróleo del yacimiento. • Pozos sin producción de arena. • Baja presión de fondo con bajo índice de productividad. • Baja presión de fondo con alto índice de productividad. • Pozos moderadamente profundos con bajo nivel de fluido. INSTALACIONES CONVENCIONALES INSTALACIONES ABIERTAS La sarta de tuberías está suspendida dentro del pozo, sin válvulas estacionarias ni empacaduras. El gas es inyectado por el espacio anular y los fluidos se producen por la tubería eductora.

Generalmente, existen pozos que dejan de producir de manera natural pero sin embargo su producción puede ser retomada mediante diferentes métodos de levantamiento artificial, entre los cuales se encuentra el levantamiento artificial por gas (LAG), el cual consiste en inyectar gas a presión en la tubería para lograr aligerar la columna de petróleo y así hacerlo llegar a la superficie. El LAG es considerado uno de los métodos más efectivos para producir crudos livianos, mediados y pesados. El gas inyectado desplaza el fluido hasta la superficie mediante uno de los siguientes mecanismo o por una combinación de ellos: Reducción de presión que ejerce el fluido en la tubería de producción. Expansión del gas inyectado. Desplazamiento del fluido por alta presión del gas Este método tiene como objetivos: Arrancar los pozos que producen por flujo natural. Incrementar la producción de los pozos que declinan naturalmente, pero que aun produce. Descargar los fluidos de los

Método a percusión: Se utiliza un trépano pesado, unido a una barra maestra que aumenta su peso, que se sostiene con un cable de acero conectado a un balancín, el cual le proporciona un movimiento de ascenso y descenso, al ser accionado por un motor. Periódicamente se retira el trépano para extraer los materiales o ripios, con una herramienta llamada cuchara. Por su lentitud, actualmente ha caído en desuso, empleándose únicamente para pozos poco profundos. Método a rotación: El trépano, que es hueco, se atornilla a una serie de caños de acero que forman las barras de sondeo, que giran impulsadas por la mesa rotativa, ubicada en la base de la torre, y unida por una transmisión a cadena con los motores del cuadro de maniobras. La mesa rotativa tiene en su centro un agujero cuadrado, por la cual se desliza una columna de perforación de la misma sección, que desciende conforme avanza el trépano. Se inicia la perforación con el movimiento de la mesa rotativa, hasta que resulte ne

Mecanismos de Empujes Por gas en solución El Empuje por Gas en Solución es a veces llamado Empuje por Gas Interno, Empuje por Gas Disuelto, Empuje Volumétrico o Empuje por Expansión de Fluidos. Este es el principal mecanismo de empuje para aproximadamente un tercio de todos los reservorios de petróleo del mundo. En un reservorio de Empuje por Gas en Solución no existe capa de gas o Empuje por Agua. La saturación de agua promedia dentro del volumen poroso esta cerca al valor irreducible.La presión inicial del reservorio está sobre o igual a la presión del punto de burbuja. Si asumimos que la presión inicial esta sobre la presión del punto de burbuja, entonces la presión como consecuencia de la producción declinará rápidamente hasta el punto de burbuja. Durante este periodo, todo el gas en el reservorio permanece en solución. Este proceso es a menudo definido como Empuje por Expansión de Fluidos.Una vez que la presión ha declinado hasta la presión del punto de burbuja, la producción adic

ÍNDICE DE REFRACCIÓN Se define como la relación de la velocidad de la luz al pasar de uno a otro cuerpo. Los hidrocarburos presentan un índice de refracción de 1,39 a 1,49. PUNTO DE QUEMA Varía entre 2 °C hasta 155 °C. PUNTO DE DEFLAGRACIÓN Es la relación vigorosa que produce calor acompañado de llamas y/o chispas. Varias desde – 12 °C hasta 110 °C. COEFICIENTE DE EXPANSIÓN Varía ente 0,00036 y 0,00096. (Temperatura, °C por volumen). PODER CALORÍFICO Es la cantidad de energía que la unidad de masa de materia puede desprender al producirse una reacción química de oxidación. Puede ser entre 8.500 a 11.350 Calorías/gramo. CALOR ESPECÍFICO Relación de la cantidad de calor requerida para elevar su temperatura un grado respecto a la requerida para elevar un grado la temperatura de igual volumen o masa de agua. Varía entre 0,40 y 0,52. El promedio de la mayoría de los crudos es de 0,45. CALOR LATENTE DE VAPORIZACIÓN Cantidad de energía a la que hay que

VISCOSIDAD Es la resistencia de un fluido a fluir. La unidad es el poise o centipoise (0,01 poise), el cual 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. La viscosidad de los crudos en el yacimiento puede tener 0,2 hasta más de 1.000 centipoise. VISCOSIDAD RELATIVA Relación entre la viscosidad del fluido respecto a la del agua. VISCOSIDAD CINEMÁTICA Es equivalente a la viscosidad expresada en centipoises divida ente la gravedad especifica, a la misma temperatura. Se designa en Stokes o Centistokes. VISCOSIDAD UNIVERSAL SAYBOLT Representa el tiempo para que un flujos alga 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.

• Gas en solución: En este tipo d mecanismo no existe capa de gas. Todo el gas disuelto en el petroleo y el petroleo mismo forman una sola fase, a presión y temperaturas originalmente altas en el yacimiento. Este mecanismo es el que mas prevalece en los yacimientos en el mundo, alrededor de un tercio de los yacimientos de hidrocarburos son influenciados por este mecanismo. Al comenzar la etapa de producción, el diferencial de presión creado hace que el gas comience a expandirse y arrastre el petroleo del yacimiento del yacimiento al pozo. A medida que se produce hidrocarburo baja la presión, y cuando cae por debajo del punto de burbuja se forman pequeñas y dispersas burbujas de gas en los poros, que también empujan al petroleo al hoyo. A un 5-10 por ciento de gas libre en el yacimiento, las burbujas se unen y el gas se mueve hacia el hoyo como una fase fluyente separada. Cuando esto ocurre la producción de crudo cae y la producción de gas aumenta rápidamente debido al aumento de la p

Los mecanismos de empuje son los responsables de aportar la energía necesaria para que los fluidos puedan desplazarse dentro del yacimiento, es decir, para que los fluidos puedan ser explotados. El empuje del petróleo hacia los pozos se efectúa inicialmente por la presión natural que tiene el yacimiento. Existen cinco mecanismos de empuje natural: Empuje de agua, expansión del gas, gas en solución, empuje de roca (compactación) y segregación gravitacional. Generalmente, se da el caso de que uno de estos mecanismos prevalece sobre los demás, pero la posible presencia de otro mecanismo actuaría como una ayuda adicional. Es muy importante detectar lo mas anticipadamente el mecanismo natural de empuje o expulsión del petróleo, debido a que se puede obtener un mejor provecho del futuro comportamiento del mecanismo en el yacimiento, y también ayudara para estudiar las futuras aplicaciones de extracción secundarias como inyección de gas, de agua, de vapor, entre otros elementos. Para detect

COLOR Al referirnos al color del petróleo lo más frecuente de pensar es en el color negro, pero existe una diversidad de colores, ejemplos de ello es que por reflexión de la luz pueden aparecer crudos (como se conoce al petróleo en la jerga petrolera) de colores verdes, amarillos con tonos de azul, rojo, marrón o negro. Por trasmisión de la luz, los crudos pueden tener color amarillo pálido, tonos de rojo y marrón hasta llegar a negro. Los crudos pesados y extrapesados son negros casi en su totalidad, en el caso del crudo más liviano o condensado llega a tener un color blanquecido y generalmente se usa en el campo como gasolina cruda. Crudos con alta concentración de cera son de color amarillo; por la noche al bajar considerablemente la temperatura tiende a solidificarse notablemente y durante el día, cuando arrecia el sol, muestran cierto hervor en el tanque. DENSIDAD Los crudos pesados y extrapesados pesan más que el agua, mientras que los crudos livianos y mediados pesan meno

Método de Balance de Materiales La ecuación de balance de materiales se usa para : 􀀹 Determinación del petróleo Original en sitio ( POES ) y del Gas Original en sitio (GOES ). 􀀹 Evaluar la cantidad de fluidos presentes en el reservorio a cualquier tiempo. Pronostico del comportamiento de un reservorio ( acumulada de producción versus presión ) 􀀹 Determinar la inferencia de agua 􀀹 También se pueden cuantificar los diferentes tipos de impulsión del reservorio La ecuación de balance de materiales maneja un volumen de control y en ella existen maximos tres fluidos como lo son: petróleo, agua, gas. Tambien se puede decir q todas sus faces se encuentran en equilibrio. Los parametros utilizados en esta ecuación son los siguientes: N: (POES) Np: petróleo producido G: (GOES) Rp: relacion Gas-Petróleo en produccion Gs: Gas disuelto Gf: Gas libre Wp: Agua Producida We: Influjo de Agua La ecuación de balance de materiales se puede expresar de la siguiente manera Vaciamiento = Contribucion de l

Desde el comienzo de la industria petrolera, los geólogos, químicos e ingenieros han dedicado tiempo a estudiar e investigar los procesos y elementos responsables del origen, constitución, características, desplazamiento, acumulación y entrampamiento de los hidrocarburos en las cuencas sedimentarias. TEORÍAS INORGÁNICAS Según estas teorías, el petróleo se forma por reacciones netamente químicas. Las principales teorías inorgánicas son: TEORÍA DEL CARBURO Se fundamentó en experimentos de laboratorio en los cuales carburos de hierro, calcio y otros elementos en presencia de agua producían hidrocarburos. Esta teoría tiene su mas fieles seguidores entre los químicos pero no es aceptada por los geólogos. TEORÍA A BASE DE CaCO3, CaSO4 Y AGUA CALIENTE Algunos autores propusieron esta teoría basados en que el carbonato de calcio (CaCO3) y sulfato de calcio (CaSO4), eran capaces de producir los constituyentes de petróleo en presencia del agua caliente, pero por medio esta teor

En un yacimiento que contenga agua e hidrocarburos, la saturación varía desde 100% de agua hasta una máxima saturación de petróleo (saturación de agua irreducible). Existe una zona de transición entre estos dos extremos, esta zona puede ser larga en formaciones de baja permeabilidad o corta para formaciones permeables y porosas. En un yacimiento hidrófilo (la mayoría de los yacimientos petrolíferos son de este tipo) el agua que es la fase mojante, recubre las paredes de los poros y en los canales de flujo mas pequeños solo habrá desplazamiento de agua. El petróleo tiende a desplazarse por los canales de flujo mas grande (ofrece menor resistencia). La tensión superficial de la zona de contacto entre el petróleo y el agua causa que la presión dentro de los glóbulos en los poros donde tiende acumularse el petróleo sea mayor que en el agua. Esta diferencia de presión se define como presión capilar la cual puede definirse en una forma más formal como la diferencia de presión a través de

Los yacimientos presentan una diversidad cantidad de tamaños, formas y orientaciones, los mismos pueden ser anchos o estrechos, grandes o pequeños, espesos o delgados. En la figura que se muestra en este artículo se puede observar algunas de las formas y orientaciones más comunes de yacimientos; también es posible que se forme una combinación de estos tipos. La productividad se puede ver seriamente influida por la forma y orientación de un yacimiento. Los yacimientos gigantes, como algunos que se encuentran en el Medio Oriente, abarcan cientos de kilómetros cuadrados y tienen varios miles de pies de espesor. Otros minúsculos, son demasiados pequeños para ser perforados. La mayoría de las rocas que conforman los yacimientos supuestamente se acomodaron en capas como si fueran sábanas. Por lo tanto sus características físicas tienden a ser muy diferentes y con direcciones distintas, lo cual se conoce como anisotropía. En el diseño de explotación y en la ingeniería de yacimientos esta

En la práctica se ha constatado que el empuje del petróleo hacia los pozos por presión natural puede derivar de los siguientes mecanismos: 1. EMPUJE DE UNA CAPA DE GAS El gas acumulado sobre el petróleo genera un empuje hacia los pozos. A condiciones originales de yacimiento existe un equilibrio entre el gas libre y el petróleo pero al poner a producir controladamente al pozo, la diferencia de presión del yacimiento y la presión de flujo (presión en el cabezal del pozo) hace que el gas y el petróleo lleguen a superficie. El control de flujo en superficie por lo general se logra con la instalación de un estrangulador o reductor de diámetro en la tubería de producción en el cabezal del pozo, instalado con el fin de mantener la mejor eficiencia en el régimen de producción. Debido al abatimiento de presión y producción del gas, el empuje de una capa de gas ofrece una recuperación primaria menor del 25%. Por ende para lograr la extracción adicional se recurre a la vigorización del

Antes de empezar a describir dichas características es propicio conocer o recordar la definición de yacimiento, el cual se define genéricamente como una concentración de elementos o materiales significativos para algún tipo de ciencia, en el caso de nuestro ámbito (Petróleo) entonces nos topamos con la definición propia de yacimientos de hidrocarburos que trata de cuerpo de roca en el cual se encuentra acumulado cierto volumen significativo de hidrocarburos. Para que lo hidrocarburos permanezcan dentro del yacimiento, los estratos suprayacentes y subyacentes que lo cobijan deben ser impermeables para evitar la migración (desplazamiento). Así mismo, los lados tienen que impedir la fuga de los fluidos. Ciertas condiciones deben presentarse para que exista un yacimiento, como son: la porosidad de la roca , que es el porcentaje de volumen total de la roca que representa al volumen poroso, o lo que es lo mismo, al espacio que no esta ocupado por el esqueleto mineral de la roca, en fin