Ingeniería de Petróleo

Conocidos los parámetros de importancia para calcular volúmenes, se procederá a calcular éstos por medio de distintos métodos, los cuales serán de alguna manera la base para la aplicación del método volumétrico. Una vez estudiado, el área del yacimiento y la variación de los espesores de la arena contenedora, se pueden aplicar dos métodos básicos para calcular el volumen, estos métodos son: - Método tabular. - Método gráfico. 1. Método tabular Consiste en tomar el volumen de la roca contenedora y asociarlo al volumen de un cuerpo irregular tridimensional, al cual por medio de herramientas matemáticas, se le podría calcular el volumen que posee y dicho volumen será un aproximado al volumen de roca que se está estudiando. Los cuerpos geométricos con los cuales se asocian los volúmenes son: el trapezoide y una pirámide truncada, dependiendo del cuerpo geométrico se desarrollara y aplicará un método, los cuales son el trapezoidal y piramidal respectivamente. 1.1 Método trapezoidal Consiste

Existen muchos métodos en los que se utilizan las siguientes distribuciones: • Normal: Distribución simétrica en que coinciden la media (Suma algebraica de todos los valores obtenidos dividida entre el número total de valores), moda (Valor que ocurre con más frecuencia) y mediana en el mismo punto. Usada como la base de mediciones no sesgadas. El 99% de los valores caen dentro de las medias más/menos tres desviaciones estándares (Medidas de dispersión de los valores). • Triangular: Similar a la uniforme, pero se indica una moda. Útil cuando el experto conoce el rango y el valor más probable. • Uniforme: Útil cuando se conoce únicamente un rango de valores posibles. Indica que no se conocen detalles acerca de la incertidumbre del parámetro. • Log normal: Útil para representar cantidades físicas no negativas. Su logaritmo distribuye normal. • Exponencial: Distribución con la moda en 0, y probabilidad decreciente. Útil para describir el tiempo entre eventos sucesivos. • Poisson: E

Como ya conocemos la porosidad es la que determina la capacidad de almacenamiento de fluido que posee la roca, ya que es el porcentaje de volumen total de la roca que representa al volumen poroso. Por ende para estimar la cantidad de hidrocarburos presentes enun yacimiento, es necesario determinar la fracción del volumen poroso ocupado por cada uno de los fluidos presentes. Precisamente la fracción del volumen poroso ocupado por gas, petróleo o agua es lo que denominamos saturación. Las ecuaciones matemáticas que representan la saturación de los fluidos son las siguientes: La determinación de los fluidos en el yacimiento se realiza mediante: • Registros eléctricos, neutrón, FDC, entre otros, que permitan identificar los fluidos contenidos en el yacimiento. • En el laboratorio, con los Métodos de la Retorta y de Extracción por Solventes. La distribución de fluidos en un yacimiento, es el resultado de la segregación natural, que es producto de las diferencias de densidades en los fluido

Son aquellas que se realizan con el fin de determinar la habilidad de la formación para producir fluidos; y en base al de desarrollo del campo se pueden dividir en: Identificación de la naturaleza de los fluidos del yacimiento, estimación del comportamiento del pozo. Los parámetros que se calculan con las pruebas de pozo son los siguientes: • Área de drenaje. • Presión del yacimiento (P). • Permeabilidad de la formación (K). • Daño o estimulación en la formación (s). • Limites del yacimiento, anisotropías, volumen del yacimiento. Tipos de pruebas de pozos 1. Pruebas de Inyectividad (Fall-Off): Con esta prueba se tiene una idea cualitativa de la permeabilidad de la zona y la factibilidad que presenta una zona a un tratamiento de estimulación y/o fracturamiento hidráulico. La prueba de inyección puede ser interpretada como cualquier prueba de presión. 2. Prueba Isócronal (análisis de Deliberabilidad): La misma consiste en hacer producir el pozo a diferentes tasas durante periodos de ti

5. Discordancias Estratigráficas: Son contactos de dos estratos que no son inmediatamente sucesivos en el tiempo porque falta uno o más estratos de la serie, lo que se reconoce como una laguna estratigráfica. Las discordancias se producen generalmente porque una cuenca sedimentaria sufre una elevación que interrumpe la sedimentación, mecanismo que es seguido por un proceso erosivo que elimina algunos estratos. Si posteriormente vuelve a transformarse en una cuenca sedimentaria proseguirá el mecanismo que es seguido de la superposición de estratos. Correlación: En un corte donde se da la aparición de una discordancia estratigráfica, además de las series sedimentarias separadas por la laguna estratigráfica, puede haber plegamientos, afallamientos, intrusiones y otros eventos, haciéndose más difícil la correlación temporal de los sucesos representados por unidades litológicas y rasgos estructurales. Para dar solución a la secuencia de los eventos en un contacto aplicamos las leyes de la s

3. Factores de Plasticidad y Rigidez de las Rocas: Son los factores que influencian el comportamiento mecánico de la roca, estos son: • La temperatura. El aumento de temperatura le da plasticidad a la roca mientras que su disminución la hace rígida. La temperatura aumenta con la profundidad. • La presión confinante. Con la profundidad aumenta la presión confinante y las rocas, que en la superficie son rígidas, en la profundidad pueden comportarse plásticamente. Así aumenta el esfuerzo de ruptura y se facilita la deformación dúctil. • Contenido en fluido de la roca. La arcilla seca es rígida pero mojada es plástica. Por analogía la humedad disminuye la rigidez de las rocas y aumenta su plasticidad. La presencia de fluidos como el incremento de la temperatura, aumenta el campo de deformación reduciendo la respuesta elástica y desplazando el límite de rotura a esfuerzos cada vez mayores. • El tiempo de actuación de la fuerza. Se asocia a éste factor la velocidad de deformación de las roca

1. Propiedades Físicas de las rocas: El estudio de la deformación de las rocas necesita ante todo el conocimiento de las propiedades físicas de las rocas, en relación con la deformación, es por ello que primeramente se repasaran algunos conceptos básicos sobre las propiedades físicas. • Deformación: La deformación de un cuerpo es el cambio de su forma o volumen bajo la influencia de fuerzas externas. • Deformación Elástica: La deformación elástica es aquella que sufre una roca por efecto de un esfuerzo progresivo, y que se manifiesta mediante un cambio en la forma y volumen, pero que retorna a su estado original cuando cesa la fuerza que la produjo. • Deformación Plástica: La deformación plástica es aquella que al incrementarse el esfuerzo y superar su límite de elasticidad, mantendrá su deformación aunque cese la fuerza que la produjo. • Deformación de Ruptura: La deformación de ruptura es aquella en la cual, rebasado el límite de plasticidad de una roca tras un esfuerzo progresivo, e

Los yacimientos naturalmente fracturados se definen como aquellos yacimientos de hidrocarburos cuya producción esta influenciada por la presencia de fracturas. Para comprenderlos, Barenblatt introdujo principios físicos de las rocas fracturadas de la siguiente manera: “Una roca porosa con un sistema de fracturas altamente desarrollado, puede ser representado como la superposición de dos medios porosos con poros de diferentes tamaños”, esto es, la roca esta constituida por dos sistemas porosos bien diferenciados: porosidad inter-granular, formados por los espacios vacíos entre los granos de la roca, y la porosidad formada por los espacios de las fracturas. Si el sistema poroso tiene vacuolas o huecos de disolución, hay una porosidad adicional: la porosidad vacular, esto ocurre en presencia de carbonatos. El flujo de fluidos a través de medios porosos fracturados ha recibido un fuerte impulso en los últimos años, su importancia se debe a que los yacimientos de hidrocarburos mas prolif

La mayoría de los yacimientos presentan heterogeneidades, es decir zonas de menor o mayor permeabilidad. En ciertos casos pueden incluso presentarse fracturas o grietas. En todos casos, los fluidos tienen tendencia en pasar por la vía de menor pérdida de carga, que son las fracturas o las zonas más permeables. El fluido de inyección (W ó W con aditivos) tiene por lo tanto tendencia en pasar en las zonas más permeables y en no penetrar en las demás. Al desplazarse el aceite de las zonas permeables, la saturación SW aumenta, y por lo tanto también la permeabilidad relativa KW, lo que agrava la situacion y produce caminos preferenciales. La disposición misma de los pozos inyectores y productores tiende a resultar en caminos preferenciales aún en ausencia de heterogeneidades. En el clásico five spot con el pozo inyector al centro como indicado en la figura 6, el gradiente de presión se ejerce en línea directa entre el pozo inyector y cada pozo productor, y por lo tanto varía considerableme

Se clasifica como recuperación mejorada cualquier método que se aplique o bien después de la recuperación secundaria por drenaje al agua (es entonces terciario) o bien en lugar de los métodos convencionales de recuperación secundaria por inyección de agua. La tendencia actual es aplicar estas técnicas antes de que se termine el drenaje con agua y aún desde el principio del drenaje con agua. Estos métodos se dividen en dos grandes clases: los métodos térmicos y los métodos de inyección de agua con productos químicos. 1. Métodos térmicos - Inyección cíclica de vapor (huff and puff) - Inyección contínua de vapor (steam drive) - Combustión in situ Los tres métodos son empleados en la actualidad, y la mayor experticia reside en los campos de California y Venezuela en lo que se refiere a los dos primeros métodos. El tercero ha sido probado pero es difícil de controlar y no se está utilizando comercialmente. Consisten esencialmente en inyectar energía y agua en el yacimiento,

Registros eléctricos En la geología del petróleo se combinan diversos métodos exploratorios para seleccionar las mejores oportunidades para encontrar Hidrocarburos (Petróleo y Gas). La secuencia exploratoria se inicia con el estudio de la información disponible del área que comprende: La información geológica de las formaciones y estructuras presentes, la paleontología, la paleoecología, el estudio de mapas geológicos y geomorfológicos, estudio de los métodos geofísicos que se hayan empleado en el área como métodos potenciales (gravimetría, magnetometría, sondeos eléctricos o magneto telúricos), sismografía y los resultados de las perforaciones exploratorias realizadas en el área que incluyen los estudios accesorios a estas. Exploración previa a la perforación Cuando se realiza los estudios del área geológica se observa el potencial de las rocas presentes en la zona, para producir, almacenar y servir de trampas a los hidrocarburos. Las rocas productoras son rocas que contienen material

Es un sistema agua-hidrocarburo contenido en los poros de una unidad de roca. El sistema reservorio tiene tres componentes: • YACIMIENTO: Roca porosa y permeable saturada con petróleo o gas en equilibrio. Tiene uno o más tanques y se encuentra justo debajo del sello. • ACUÍFERO: Roca porosa y permeable saturada 100% con agua. Tiene uno o más tanques que puede compartir con el yacimiento. • ZONA DE TRANSICIÓN: Intervalo de roca que separa al yacimiento del acuífero, y tiene una saturación de agua menor del 100%. ZONA CONSUMIDA O DE DEJASTE Se encuentra en el tope de yacimiento, justo debajo del sello, ocurre por una disminución del tamaño de la garganta de poro del yacimiento. Generalmente produce agua e hidrocarburo en una prueba de producción. RENDIMIENTO DEL SISTEMA RESERVORIO Afecta la viabilidad económica del prospecto y es función de la calidad del sistema reservorio. El rendimiento del sistema reservorio se expresa por: • Tasa de producción inicial y tasa de declinación de pr

Por ende para el ingeniero de petróleo resulta necesario saber el porcentaje y el tipo de arcilla presente para saber el papel que desempeñara en el sistema petrolero y si la presencia de arcillas será beneficiosa y hasta que grado. Las arcillas actúan en la mayoría de los casos como cemento formadores de puentes entre los poros de una roca, también pueden contribuir a las construcción de barreras en los yacimientos naturalmente fracturados. Las mismas son unas de las principales causas de daños debido a que pueden hincharse y dispersarse. Existen evidencias de campo y laboratorio que la mayor parte de las operaciones de campo: (perforación, completación, Work-over, producción y estimulación), son una fuente potencial de daño a la formación o lo que es equivalente a la pérdida de productividad del pozo. Dado que reparar el daño de formación es usualmente difícil y costoso (cuando no imposible) la mejor estrategia seria prevenirlo. Básicamente el origen del daño de formación esta asoci

Es una sustancia plástica compuesta principalmente de silicatos de aluminios hidratados, su origen puede proceder de la alteración de la roca magmática o metamórfica, y después del transporte, dar arcillas detríticas (que es el caso mas frecuente). Pueden formarse en una cuenca de sedimentación en ese caso sería minerales arcillosos autigénicos (kaolinita, clorita e ilita). En otros casos pueden proceder de una reorganización mineralógica durante la diagénesis (minerales arcillosos diagenéticos). Las arcillas juegan un papel sumamente importante en el sistema petrolero porque las mismas pueden llegar a convertirse en roca sello o roca madre (lutitas). Roca madre debido a que por su ambiente de sedimentación de baja energía son anóxicos obteniéndose así mayor sedimentos de materia orgánica que se traduce en mayor volumen de materia orgánica que pudiera contribuir a su transformación como roca generadora. En cuanto a su papel como roca sello esta queda determinada por los tipos de arcill

Los crudos de la Faja del Orinoco son tan pesados que se hunden en el agua y cuando son extraídos se encuentran en forma líquida, pero se solidifican rápidamente. Eso dificulta mucho el manejo de este tipo de crudos. Por eso, antes de los desarrollos tecnológicos de las últimas décadas, la explotación del crudo de la Faja era considerada por muchos imposibles, dado que estaba muy lejos de ser un negocio rentable. Pero, los avances tecnológicos permitieron reducir considerablemente los costos de extracción, así como aminorar el impacto ambiental de esta actividad. También fue desarrollada una tecnología que permitía elevar la calidad del crudo. Así, a medida que avanzaba la tecnología, la explotación del petróleo de la Faja se fue transformando en una realidad. Para desarrollar la Faja del Orinoco de Venezuela, la mayor acumu¬lación de crudo extrapesado del mundo, se creó Sincor, una asocia¬ción estratégica entre Total de Francia (47%), PDVSA de Venezuela (38%) y Statoil de Noruega (15%

Reducir los costos de exploración y producción es una prioridad para las empresas que quieran competir dentro del negocio de los hidrocarburos. Esto implica que una mejor visualización de cada reservorio y su ambiente, modelos y procesos mas sofisticados para identificar y extraer los recursos, equipos más confiables y la gerencia del pozo a través de mejores sistemas, permitirán reducir los costos y el impacto ambiental de las operaciones para extraer cada barril. Los retos están concentrados en lograr mayores dividendos, alcanzando mayores tasas de descubrimiento, menores costos de explotación, mayores eficiencias de taladro a mayores profundidades, así como mejor gerencia de desechos. Adicionalmente, ya no es suficiente encontrar y producir mas, y hacerlo mas económico, sino mantener esa tendencia en forma constante. Si bien la industria petrolera es críticamente dependiente de innovaciones tecnológicas, también se ha caracterizado por ser una industria relativamente intolerante al

La nueva tecnología introducida en las últimas décadas en el ámbito exploratorio de la industria petrolera tiene la intención de disminuir riesgo y costo. Hoy se utilízala nueva generación de técnicas sísmicas de superficie de tres dimensiones (3d), técnicas de medidas durante el registro del pozo para describir mejor el yacimiento, sistema de perforación rápida y posicionamiento exacto de pozos en donde se han colocada sensores permanente para observar y llevar registro del movimiento del fluido. El aumento en velocidad y capacidad de almacenamiento informático está permitiendo trabajar con sistema de inmensas capacidades de procesamiento de datos y la creación de salas de visualización de yacimiento que permite obtener “mapas” mucho más exhaustivos de lo que existe en subsuelo. Por otro lado las empresas dedicas a la tecnología de la información está ayudando en el desarrollo de herramienta para integrar y hacer disponible en tiempo real dicha data, permitiendo una nueva cultura

La herramienta LWD (Loggig While Drilling- Registro durante la perforación), se utiliza para registrar el pozo mientras se está perforando, de este modo, se obtiene información a tiempo real. Esta herramienta, relativamente nueva, la cual inicio su comercialización en la década de los ochenta, ha incremento su utilización alrededor del mundo con mucho éxito a tal grado que su uso es cada día más común, haciendo posible la optimización de la perforación en diversos aspectos. Las primeras herramientas MWD fueron desarrolladas a comienzos de la década de 1970 para medir las propiedades relacionadas con la perforación, tales como la inclinación y el azimut, que son esenciales en las operaciones de perforación direccional. Importantes mediciones adicionales, tales como el esfuerzo de torsión, el peso sobre la barrena (WOB, por sus siglas en ingles) y la temperatura, permiten a los perforadores y a los ingenieros de perforación vigilar rutinariamente (monitorear) los parámetros de desempeño

Trampa petrolífera : es una estructura geológica que hace posible la acumulación o depositacion del petróleo, manteniéndolo atrapado y sin posibilidad de escapar de los poros de una roca permeable. Los detalles estructurales y diagénesis de los yacimientos de petroleo ha sido una de las ramas de la geología más estudiada y de la que se tienen más datos, debido a la gran importancia que ha tenido para la humanidad la búsqueda y extracción de este recurso natural. Tipos de trampa petrolífera Trampa estratigráfica : esta se produce por un aumento de la permeabilidad de la roca almacén. En este caso en particular los hidrocarburos fluyen hacia la parte superior del yacimiento. Trampa estructural : cuando la causa es tectónica. Puede ser producida por una falla que ponga en contacto una roca impermeable con otra porosa, produciendo un espacio en donde se acumula el petróleo, o más frecuentemente por un pliegue anticlinal, que forma un recipiente invertido en el que queda atrapado y acumulad

(4) En un proceso que funciona idealmente, todo el aceite está movilizado al pasar el frente del tapón de surfactante. La zona (4) actúa por lo tanto sólo como una reserva para compensar las pérdidas de surfactante por adsorción sobre la roca o transferencia hacia el aceite. Desde el punto de vista práctico, permite también que el surfactante penetre en las zonas menos permeable, y permite compensar ciertas inestabilidades. Hay también otras razones para inyectar un tapón del orden de 10% de volumen de poro al 5-10% de surfactante/alcohol, las cuales se discutirán más adelante. El frente del tapón de surfactante se va gastando poco a poco y por lo tanto el tamaño del tapón de surfactante se va reduciendo a medida que transcurra el proceso. Además de reducirse en tamaño este tapón puede diluirse con el agua de la formación y el fluido que lo sigue, es decir que lo empuje. Peor aún el fluido que empuja el tapón de surfactante puede producir digitaciones, es decir inestabilidades. (5) Par

Conceptualmente, el flujo en los yacimientos de gas condensado puede dividirse en tres regiones de yacimiento, aunque en ciertas situaciones no están presentes las tres. Las dos regiones más próximas a un pozo pueden formarse cuando la presión de fondo de pozo está por debajo del punto de rocío del fluido. La tercera Región, que se forma lejos de los pozos productores, existe sólo cuando la presión del yacimiento está por encimadel punto de rocío. Esta tercera región incluye la mayor parte del área del yacimiento que se encuentra alejada de los pozos productores. Dado que está por encima de la presión del punto de rocío, sólo existe y fluye una fase de hidrocarburo: el gas. El límite interior de esta región tiene lugardonde la presión iguala a la presión del punto de rocío del gas de yacimiento original. Este límite no es fijo sino que se desplaza hacia afuera a medida que el pozo produce hidrocarburos y la presión de formación cae, desapareciendo finalmente cuando la presión en el lím

Este método consiste en inyectar sucesivamente diferentes fluidos. Cada inyección de un fluido diferente se llama "tapón" (en inlgés slug – babosa – para indicar que se mueve lentamente como un bloque). En tal sucesión de tapones cada uno debe idealmente desplazarse en flujo tipo pistón, es decir que cada nuevo fluido debe empujar el fluido que lo antecede. La figura indica los diferentes tapones existentes entre el pozo inyector y un pozo productor, en el medio de tal proceso. Los números corresponden a estados del yacimiento antes, durante y después del pase del tapón de surfactante. Diferentes estados del yacimiento durante un proceso de recuperación mejorada con surfactante/polímero (1) Es la zona que corresponde al estado inicial del yacimiento después del drenaje con agua. La saturación de aceite es típicamente 30%, apenas un poco superior a SOr. Se puede decir que el aceite se encuentra en forma de glóbulos desconectados atrapados en los poros por fuerzas capilares. (2

No obstante, en la región vecina al pozo se producen efectos de permeabilidad relativa adicionales porque la velocidad del gas, y en consecuencia la fuerza viscosa, es extrema. La relación entre la fuerza viscosa y la fuerza capilar se denomina número capilar. Las condiciones del gradiente de presión producidas por alta velocidad o la baja tensión interfacial poseen números capilares altos, lo que indica que predominan las fuerzas viscosas y que la permeabilidad relativa al gas es mayor que el valor que se registra con tasas de flujo más bajas. A velocidades de flujo aún más altas, en la zona más cercana al pozo, el efecto inercial o efecto Forchheimer reduce de alguna manera la permeabilidad relativa al gas. La base de este efecto es el arrastre inicial que se produce cuando el fluido se acelera para atravesar las gargantas de poros y luego disminuye la velocidad una vez que ingresa en un cuerpo poroso. El resultado es una permeabilidad aparente más baja que la que podría esperarse a

Los sistemas petroleros se definen como un concepto unificador que abarca los elementos y procesos de la geología que son esenciales para que una acumulación de petróleo y gas deba existir. Para su generación primeramente debe existir una cuenca sedimentaria que es el lugar donde existe la mayor probabilidad de encontrar potenciales sistemas petroleros, debido a que en las cuencas hay mayor acumulación de sedimentos que vienen arrastrados por diferentes agentes ambientales y que previamente han pasado por los procesos de erosión y meteorización. Las características en cuanto a forma y tamaño de granos están determinados por los sedimentos que se acumulan en la cuenca y que depende en gran parte del ambiente sedimentario bajo el cual se hayan formado, por ejemplo, en ambientes de lagunas el tamaño de los granos es fino debido a la baja energía que presentan en estos ambientes, además por ser ambientes anóxicos habrá mayor acumulación de materia orgánica, todo esto contribuirá en gran pa