Ingeniería de Petróleo

GASES REALES En los gases reales las moléculas pueden colapsar ente ellas pero es poco posible. Las moléculas ejercen fuerzas de atracción o repulsión entre ellas, lo cual va a depender de la forma y tamaño del campo electrón y posición de los núcleos positivos. Los gases se comportan como reales y no ideales, sólo se aproximan a ideales a bajas presiones y a altas temperatura. El análisis del comportamiento de los gases se puede determinar en base a ecuaciones de estado o en base al factor de compresibilidad del gas (Z), siendo este último el más utilizado en la industria petrolera. PV = ZnRT Factor de Compresibilidad (Z) Es un factor que se introduce en la ecuación general de los gases para compensar la falta de idealidad en los gases reales (en los gases ideales el factor de compresibilidad es igual uno) y puede ser obtenido experimentalmente dividiendo el volumen real de n moles de un gas a P y T por el volumen ideal ocupado por la misma masa de gas a iguales condiciones de P y T.

GASES IDEALES Los gases ideales pueden definirse como gases hipotéticos formados por partículas puntuales que no sufran atracción ni repulsión entre ellas y cuyos choques son perfectamente elásticos. La ecuación de estado que describe la relación entre presión, volumen, cantidad de gas ideal y temperatura es: PV = nRT Donde: P = Presión V = Volumen n = Número de moles T = Temperatura R = Constante universal de los gases La ecuación anterior es resultado de la combinación de las expresiones derivadas de las siguientes leyes de los gases: 1. Ley de Boyle-Mariotte También conocida como proceso isotérmico. Se afirma que cuando el volumen y presión de un gas es mantenida a temperatura y cantidad de materia constante, el volumen es inversamente proporcional a su presión; es decir, cuando se aumenta la presión el volumen disminuye y viceversa. Además que el producto de la presión por el volumen es constante (PV = ctte). P1V1 = P2V2 2. Ley de Avogrado Las constantes son la presión y temperatur

Los yacimientos naturalmente fracturados se definen como aquellos yacimientos de hidrocarburos cuya producción esta influenciada en forma positiva o negativa por la presencia de fracturas. Las fracturas son discontinuidades planas en el material que compone la roca y las mismas aparecen debido a que los esfuerzos de confinamiento a los que ha estado sometida la roca son superiores a los esfuerzos de ruptura. Un ejemplo de la influencia positiva de las fracturas abiertas es que cuando no han sido cementadas o parcialmente mineralizadas poseen una buena permeabilidad lo que facilita el flujo al petróleo, pero adversamente también se llega a facilitar el flujo al agua y gas debido a esta alta permeabilidad ocurriendo así los problemas de conificación. En pocas palabras si las fracturas se encuentran en el pozo ellas pueden contribuir a la permeabilidad y porosidad ayudando a la vida productiva del pozo, ya que al saber la orientación de las fracturas podemos cañonear perpendicular a ella

Modelo de Influjo de Agua en estado estable de Pot. El modelo Pot es el modelo más simple que puede ser utilizado para estimar el influjo de agua a un yacimiento Esta basado en la definición básica de compresibilidad Una caída de presión en el yacimiento debido a la producción de fluidos causa que el agua del acuífero se expanda y fluya hacia el yacimiento Usualmente se utiliza para acuíferos pequeños, del mismo tamaño del yacimiento Aplicando al definición de compresibilidad al acuífero se tiene: We = (cw + cf )Wi (pi − p) donde: We: influjo de agua acumulado [MMbbl] cw: compresibilidad del agua [psi−1] cf : compresibilidad de la roca [psi−1] Wi: volumen de agua inicial en el acuífero [MMbbl] pi: presión inicial del yacimiento [psi] p: presión actual del yacimiento [psi] El volumen de agua inicial en un acuífero radial es: Wi = Π. ( ra 2– ro2 ). Φ. H /5.615 donde: ra: radio del acuífero [ft] ro: radio del yacimiento [ft] h: espesor del acuífero [ft] Φ: porosidad en el acuífero En el

Definición La ecuación de balance de materiales (EBM) se deriva como el balance volumétrico que iguala la producción acumulada de fluidos, expresada como un vaciamiento, y la expansión de los fluidos como resultado de una caída de presión en el yacimiento. La forma general de la EBM fue desarrollada inicialmente por Schilthuis en 1941. La EBM establece que la diferencia entre la cantidad de fluidos iniciales en el yacimiento y la cantidad de fluidos remanentes en el yacimiento es igual a la cantidad de fluidos producidos. Características La EBM representa un balance volumétrico aplicado a un volumen de control, definido como los límites iniciales de aquellas zonas ocupadas por hidrocarburos. La suma algebraica de todos los cambios volumétricos que ocurren en cada una de las zonas definidas dentro del volumen de control es igual a cero. Para el análisis volumétrico se definen tres zonas: la zona de petróleo, la zona de gas y la zona de agua que existe dentro del volumen de control. Una

Influjo de Agua en los Yacimientos de Petróleo Una gran cantidad de yacimientos de petróleo y gas tienen un acuífero asociado que representa una fuente importante de energía de yacimiento. Esta energía provee un mecanismo de empuje para la producción de fluidos cuando los yacimientos son sometidos a producción. Se cree que el gran número de yacimientos con empuje de agua esta relacionado con el origen marino de muchos yacimientos. En los casos que el volumen del acuífero es menos de 10 veces el volumen del yacimiento, el mecanismo de empuje por agua es considerado pequeño. Si el tamaño del acuífero es significativamente mayor (> 10x), el mecanismo de empuje por agua puede ser la principal fuente de energía de yacimiento. Cuando la presión del yacimiento disminuye, se crean un diferencial de presión a través del contacto agua-petróleo (agua-gas) y en consecuencia, el acuífero reacciona proporcionando los siguientes mecanismos de empuje: - Expansión del agua en el acuífero - Reducción

Uno y otro procedimiento de adquisición de muestras se complementan entre si y sirven para verificar y/o corregir discrepancias de presión, volumen y temperatura y las propiedades medidas a esos valores. Siempre es beneficioso correlacionar datos de pruebas de yacimientos obtenidos durante la perforación del pozo descubridor y los primeros pozos de desarrollo del campo, especialmente si los aspectos geológico y estructurales del subsuelo son complicados. Siempre es conveniente saber tempranamente que mecanismo de producción prevalece en el yacimiento. Factor volumétrico del petróleo en la formacion Este parámetro (Bo) representa el volumen y las condiciones de presión y temperatura originales del barril de petróleo en el yacimiento. Luego, cuando ese mismo barril de petróleo llega a la superficie significa que su volumen de liquido se ha reducido, que ha liberado gas, que su presión y temperatura han cambiado. Por lo tanto, cuando ese mismo barril de petróleo en la superficie, a codic

En el yacimiento, las condiciones de presión, volumen y temperatura son diferentes a las mismas que después se observan en la superficie. Los cambios se suscitan en el trayecto de los fluidos desde la formación hasta la pared del pozo y hasta llegar a la superficie. En el campo se toman muestras de fluidos que son llevadas al laboratorio para analizarlas como un todo y en partes. La separación de los líquidos y gases es el método esencial para apreciar su comportamiento y características; la separación se efectúa de dos maneras: Separación o liberación instantánea . Desde la profundidad de producción del pozo, los fluidos (Gas, petróleo, agua) ascienden por flujo natural, por levantamiento artificial o bombeo hasta la superficie. Durante todo el recorrido, la fase gaseosa y la fase liquida se mantienen en contacto, no obstante la reducción de presión que tiene lugar hasta llegar al separador. Separación o liberación diferencial . Durante el transito del gas y el petróleo por e

Los fluidos en el yacimiento (gas, petróleo, agua) tiene propiedades que dependen de la presión y de la temperatura que están sometidos. Por tanto, es muy importante conocer las propiedades de los fluidos a las diferentes condiciones desde el yacimiento en el subsuelo hasta la superficie. De igual manera, es importante conocer el régimen de flujo prevaleciente (laminar, turbulento, radial, bifásico, trifásico) porque el gradiente de presión necesario para generar un determinado caudal de flujo dependerá del régimen de flujo predominan te. El grupo de pruebas de laboratorio a diferentes presiones, volúmenes y temperaturas realizadas en muestras de fluido se denomina Análisis P-V-T. Las muestras de fluidos requeridas para los análisis PVT en el laboratorio se pueden obtener del fondo de los pozos o por medio de la recombinacion de muestras de las sustancias producidas en superficie. La recombinacion se hace a base de la relación de producción gas/petróleo estabilizada, prevaleciente para

¿Qué es un acuífero? Un acuífero es una formación geológica subterránea compuesta de grava, arena o piedra porosa, capaz de almacenar y rendir agua. Las condiciones geológicas e hidrológicas determinan su tipo y funcionamiento. Por ejemplo, se espera que mientras mayor sea la porosidad de las rocas (variante entre 5 y 20 por ciento), según el tipo de roca, más agua produzca el acuífero. Hay dos tipos de acuíferos: los confinados y los no confinados. En el acuífero confinado , el agua está atrapada entre los estratos impermeables de la roca o entre rendijas de la formación rocosa. Dicha agua podría encontrarse almacenada a presión, y a esta presión se le llamaría artesana. Si se perfora un pozo en un acuífero confinado, el nivel del agua en el pozo aumenta en proporción a la presión artesiana, y fluye naturalmente sin necesidad de utilizar una bomba). Tanto a este pozo como a su acuífero se le llaman también artesianos. Los acuíferos artesianos profundos pueden tener un espesor de hast

CLASIFICACIÓN DE LAS RESERVAS 1. RESERVAS PROBADAS Se definen como el volumen de petróleo y gas bajo condiciones económicas y operativas existentes, que se estima serán comercialmente recuperables en una fecha específica, con una certidumbre razonable. En fin las reservas son consideraras probadas si la producción comercial futura del reservorio esta soportada por pruebas de formación o producción actuales, refiriéndose a las actuales cantidades de reservas de petróleo y no a la productividad de un pozo o reservorio. También Las reservas pueden ser clasificadas como probadas si las facilidades para procesar y transportar las reservas hacia un mercado, están en operación a la fecha del estimado o existe una razonable expectativa que tales facilidades serán instaladas. Dentro de las reservas probadas existen dos tipos. • Desarrolladas: Son aquellas que se esperan recuperables de los pozos existentes con la infraestructura actual y con costos moderados de inversión. • No desarrolladas:

Se puede definir como los volúmenes de hidrocarburos presentes en los yacimientos que pueden ser recuperados comercialmente a partir de acumulaciones conocidas a una fecha futura. En consecuencia, el concepto de reservas constituye tan sólo la parte recuperable y explotable de los recursos petroleros en un tiempo determinado. Pero es necesario señalar que algunas partes no recuperables del volumen original de hidrocarburos pueden ser consideradas como reservas, dependiendo de las condiciones económicas, tecnológicas, entre otras, que lleguen a convertirlas en volúmenes recuperables. Todos los estimados de reservas involucran algún grado de incertidumbre. Esta incertidumbre dependerá de la cantidad de datos de ingeniería y geología, confiables y disponibles a la fecha del estimado y la interpretación de estos datos. El grado de incertidumbre es aplicado para colocar las reservas en una de las dos clasificaciones principales, ya sea probadas o no probadas. Los estimados de reservas serán

La ecuación de balance de materiales (EBM) expresada como una línea recta fue propuesta por Havlena y Odeh (1963) y consiste en consiste en graficar un grupo de variables en función de otro grupo de variables. Ahora bien partiendo de la EBM: En donde conocemos que F representa la producción, Eo la expansión del petróleo y gas libre, Eg expansión de la capa de gas y Efw representa la expansión de la capa de roca y fluido. Entonces la EBM queda expresada de la siguiente forma: Partiendo de la ecuación anterior consideramos los siguientes casos: • Yacimiento volumétrico + empuje por gas en so lución+ compactación del volumen poroso En donde tenemos que We=0 y m=0 Aquí se obtiene una recta que pasa por el origen, siendo el POES (N) igual al valor de pendiente de dicha recta. • Yacimiento volumétrico + empuje por gas en solución + capa de gas Para este caso en particular tenemos que We=0 y Efw=0 F = N [Eo+mEg] Para realizar la linealización correspondiente se divide ambos miembros de la e

La viscosidad de los crudos representa su característica de fluidez. Los crudos extrapesados son más viscosos que los pesados. Los pesados más viscosos que los medianos. Los medianos más viscosos que los livianos. Los livianos y condensados son los mas fluidos. Otro índice de apreciación de la fluidez de los crudos es la gravedad ° API, que mientras más alta sea indica más fluidez1. La viscosidad de los crudos se mide en poise o centipoise, en honor al medico e investigador Jean Louis Poiseuille. En términos físicos, la viscosidad absoluta se expresa en Dina-segundo por centímetro cuadrado. O de otra manera, se expresa que la viscosidad absoluta de un fluido es la fuerza tangencial en dinas necesarias para mover una unidad de área de un plano a unidad de velocidad, con relación a otro plano fijo y a una unidad de distancia entre los planos, mientras que el fluido en cuestión esta en contacto con los dos planos. La viscosidad de los crudos esta sujeta a cambios de temperatura, así que u

ARI es una herramienta de nueva generación del laterolog, hace medidas direccionales profundas alrededor de la perforación con una resolución vertical alta. Una medida auxiliar muy baja se incorpora para corregir completamente las resistencias acimutales para el efecto de la perforación. Durante la perforación, la formación se representa como imagen de la resistividad acimutal. Información que proporciona la herramienta ARI • Saturación de la formación: La herramienta ARI proporciona 12 resistividades calibradas con una resolución vertical de 8 pulgadas. Las corrientes acimutales alrededor de la herramienta son añadidas a fin de ofrecer una nueva lectura de alta resolución de la resistividad. La nitidez de enfoque de la medición LLhr permite evaluar cuantitativamente las formaciones laminadas de hasta 8 pulgadas de espesores, lo que asegura que no pase por alto ningún hidrocarburo y guía la selección de las corridas de los registros subsecuentes. • Fracturas: La respuesta de cada un

La presión de un gas sobre las paredes del recipiente que lo contiene, el volumen que ocupa, la temperatura a la que se encuentra y la cantidad de sustancias que lo contienen (numero de moles) están relacionadas. A partir de las leyes de Boyle, Charles y Avogadro se puede determinar la ecuación de estado de los gases Ideales. Pv=nRT El factor de compresibilidad Z, es un factor de corrección, que se introduce en la ecuación de estado de gas ideal para modelar el comportamiento de los gases reales, los cuales se pueden comportar como gases ideales para condiciones de baja presión y alta temperatura, tomando como referencia los valores del punto crítico, es decir, si la temperatura es mucho más alta que la del punto crítico, el gas puede tomarse como ideal, y si la presión es mucho más baja que la del punto crítico el gas también se puede tomar como ideal. La desviación de un gas respecto de su comportamiento idea

Yacimientos de Gas Condensado. Los yacimientos de gas condensado son aquellos que están formados, o contienen un gas condensado. Un gas condensado es un fluido monofásico en condiciones de yacimiento originales. Está compuesto principalmente de metano [C1] y de otros hidrocarburos de cadena corta, pero también contiene hidrocarburos de cadena larga, denominados fracciones pesadas. Bajo ciertas condiciones de temperatura y presión, este fluido se separará en dos fases, una gaseosa y otra líquida, lo que se conoce como condensado retrógrado. Durante el proceso de producción del yacimiento, la temperatura de formación normalmente no cambia, pero la presión se reduce. Las mayores caídas de presión tienen lugar cerca de los pozos productores. Cuando la presión de un yacimiento de gas condensado se reduce hasta un cierto punto de rocío, una fase líquida rica en fracciones pesadas se separa de la solución; la fase gaseosa muestra una leve disminución de las fracciones pesadas. La reducción co

Modelado de Yacimientos de Gas Condensado Normalmente se utilizan métodos numéricos de simulación de yacimientos para pronosticar el desempeño de los campos de gas condensado. Estos modelos incorporan las propiedades de las rocas y de los fluidos para estimar la influencia dinámica del bloque de condensado sobre la producción de gas y condensado. No obstante, el bloque de reticulado típico de un modelo de campo completo (FFM, por sus siglas en inglés) puede ser mucho más grande que la zona del bloque de condensado, de manera que un modelo con reticulado convencional puede sobreestimar significativamente la productividad de los pozos. La forma más exacta de determinar el comportamiento de un campo de gas condensado en la región vecina al pozo es recurrir a un simulador con retículas de menor tamaño. Esto se puede hacer de dos formas: - Utilizando un modelo FFM con refinamientos locales del reticulado (LGR, por sus siglas en inglés) o empleando un modelo compuesto de un solo pozo, con un

Reservas de Hidrocarburos... Se entiende por reservas de petróleo y gas de un yacimiento al volumen de hidrocarburos que será posible extraer del mismo, en condiciones rentables, a lo largo de su vida útil. Para determinarlas lo primero que se debe saber es cuánto petróleo y/o gas contiene el yacimiento, lo que se conoce como el "petróleo original en situ" (OOIP) por sus siglas en inglés. Este cálculo obliga al conocimiento de: El volumen de roca productora. La porosidad de esta roca, que es el espacio intersticial disponible. La saturación de agua de estos espacios, porcentaje de poros ocupados por el agua. La profundidad, presión y temperatura de las capas productivas. Toda esta información se obtiene sólo luego de perforar uno o más pozos que delimiten el yacimiento, lo que permite además tomar los registros y las muestras necesarias. La reserva de un yacimiento es una fracción del "petróleo original in situ", ya que nunca se recupera el total del petr

Se puede definir como un volumen de agua depositado en las rocas subyacentes que está en contacto con una acumulación de hidrocarburos. Los acuíferos pueden ser grandes, medianos o pequeños; es decir, pueden presentarse en diferentes tamaños. También observamos que dependiendo de la disponibilidad de la fuente de abastecimiento de agua continua podemos encontrar: • Confinado: Cuando su volumen de agua no es nutrido de una fuente exterior. • No confinado: Cuando tiene una fuente exterior de agua que lo alimente. La presión existente en la zona delimitante o interfase entre el acuífero y los hidrocarburos existentes en las rocas regula la entrada del agua al volumen de control que inicialmente constituye el yacimiento. En fin el acuífero puede ser considerado como un cuerpo de agua que reacciona al tiempo transcurrido y la presión existente en el tiempo. Además resulta necesario resaltar que además de la presión existente en la zona delimitante o interfase existe la presión promedio po