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22 junio 2009

Cálculo del volumen de Roca para Método Volumétrico
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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 en dividir el yacimiento en capas horizontales y cada capa corresponde al volumen de un trapezoide, éste volumen en pocas palabras, es un promedio de dos áreas multiplicado por una altura.

Las áreas, son las calculadas para cada curva estructural y la altura, es el espesor entre esas dos curvas estructurales a distinta profundidad o simplemente la diferencia de profundidades.

La fórmula matemática a usar para éste método es:

V=(A1+A2)*h/2

Donde:
V = Volumen [acres-pies]
A1 = Área de la cara inferior [acres]
A2 = Área de la cara superior [acres]
h = Espesor o altura entre las dos capas [pies]



1.2 Método piramidal

Éste método consiste en asociar el volumen de una pirámide truncada con el volumen de la estructura del yacimiento.

La fórmula matemática a ser aplicada será:



Donde:
V = Volumen [acres-pies]
A0 = Área de la cara superior [acres]
A1 = Área de la cara inferior [acres]
h = Espesor o diferencia de profundidades [pies]



Se debe tener en cuenta que mientras más divisiones posean la estructura, será menos el error que se genera por la aproximación a los cuerpos geométricos

2. Método gráfico

Éste método consiste en construir un gráfico de espesor versus área, y por cálculos matemáticos, determinar el área bajo la curva lo que nos arrojará el volumen de roca de la estructura en estudio. Es necesario tener un mapa isópaco trazado y uno estructural para poder hallar un perfil representativo de la estructura y construir el gráfico en cuestión con el que se determinará el volumen de roca. Se debe hallar un corte representativo del mapa isópaco y obtener el área que encierra cada curva y con ésta data construir el gráfico respectivo.



Referencias:
Navarrete, E. (s.f.). "Apuntes de Geología General". 1ª. ed. (Colombia: FICT-ESPOL, 2005), p.104.

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21 junio 2009

Técnica de Monte Carlo
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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: Es una Distribución discreta similar a la normal para grandes n. Útil para describir el número de eventos aleatorios que ocurren en un tiempo determinado.


Estas distribuciones se utilizan para realizar estudios de probabilidad para certificar que un proyecto se pueda llevar a cabo, o no. Uno de estos métodos es la técnica cuantitativa de Monte Carlo (le debe su nombre al casino de Monte Carlo en el Principado debido a que la técnica de ésta simulación consiste en alimentar una ecuación con números aleatorios, algo así como los que se obtienen en una ruleta de un casino), la cual hace uso de la estadística y las computadoras para emular, mediante modelos matemáticos, el comportamiento aleatorio de sistemas reales no dinámicos, en fin toma una ecuación (modelo) que imita un sistema real y se aplica en distintos escenarios, realizando las experiencias.

La técnica Monte Carlo es usada en diferentes campos de estudios, pero enfocándonos en el área que nos interesa que es de Ingeniería de Petróleo, la misma es utilizada a nivel de análisis de yacimientos, consistiendo su uso en tomar muestras de la distribución de probabilidad de cada uno de los parámetros considerados estadísticos y sustituirlos en la ecuación del método volumétrico para obtener un valor de N.

Después de repetir el proceso anterior, un número significativo de veces (1000 o más), los valores de Ni (POES)i, son ordenados en sentido creciente, asignándole a cada uno, un valor de frecuencia acumulada igual a: i/n+1, donde n es el número de valores de N obtenidos. Luego si se grafica la frecuencia acumulada vs. N, se obtendrá una función de distribución acumulada de estos valores. La aplicación del método probabilístico Monte Carlo para la estimación del GOES (Gas en original en sitio), GCOES (Gas condensado original en sitio) y Reservas de gas, esta basada en una serie de datos característicos del yacimiento.




REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

1. Da Silva, Ángel: Clases de Ing. de Yacimientos II, Universidad Central de Venezuela.
2. RIVERA, José S: Prácticas de Ingeniería de Yacimientos Petrolíferos.

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Saturación y distribución de los fluidos
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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 fluidos que saturan el medio poroso.





En la figura anteriormente presentada se muestra una sección transversal de una arenisca cuya parte inferior está completamente saturada de agua, mostrando la distribución de los fluidos de un yacimiento homogéneo.

La región “saturación” es aquella donde la roca está completamente saturada con el líquido que la humedece y la presión capilar (es la diferencia de presión que existe en la interfase que separa dos fluidos inmiscibles) es menor que la presión inicial de desplazamiento.

Esta región está por debajo del nivel “a”, que es el nivel de 100% de agua.

Después de obtenida la presión inicial de desplazamiento, un mínimo aumento de la presión causa una gran disminución en la saturación de agua. Esta parte de la curva representa la zona de transición y en ella se refleja la intercomunicación más abundante entre los poros. Al aumentar la altura por encima del nivel que contiene 100% de agua, el fluido que no humedece la roca comenzará a entrar sucesivamente en poros cada vez más pequeños. Por encima del nivel “b” el agua corre en forma de anillos pendulares alrededor de los contactos entre los granos y en los poros muy pequeños.

El resto de la superficie de los granos puede estar cubierta por una película de agua o por petróleo o gas. La región pendular de saturación representa aquella parte de la curva de presión capilar que es casi vertical, indicando que a un gran aumento de presión existe poca reducción en la saturación. La saturación en esta región es denominada “saturación irreducible” y se llama comúnmente saturación de agua connata del estrato.

REFERENCIA BIBLIOGRÁFICA

RIVERA, José S: Prácticas de Ingeniería de Yacimientos Petrolíferos.

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Pruebas de pozos
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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 tiempos iguales, y cerrar el pozo hasta alcanzar la presión promedio del área de drenaje, en los periodos comprendidos entre dos cambios de tasas subsiguientes.

3. Prueba Multi-tasa (Multirate test): Puede recorrer a partir de una tasa variable libre hasta una serie de tasas constantes, para una prueba de presión de fondo, con constantes cambios en la tasa de flujo. La misma contribuye a minimizar los cambios en los coeficientes de almacenamiento del pozo y efecto de los estados de segregación. Muestran gran ventaja cuando, sé esta cambiando del periodo de almacenamiento al periodo medio, además reducen la caída de presión. Una desventaja es que es una prueba difícil de controlar, debido a las fluctuaciones de tasas; difíciles de medir, especialmente sobre una base continua.


4. Prueba de Declinación de Presión (Drawdown): Provee información acerca de la permeabilidad, factor de daño y el volumen del yacimiento en comunicación. Entre unas de las ventajas que ofrece son las económicas debido a que se realiza con el pozo en producción. Su mayor desventaja es la dificultad para mantener una tasa constante. Si la tasa constante no se puede lograr entonces se recomienda el uso de Pruebas Multi-tasa.


5. Pruebas De Interferencia: En una prueba de interferencia, un pozo es producido y la presión es observada en un pozo diferente (o pozos), monitoreando los cambios de presión afuera en el yacimiento, a una distancia lejana al pozo productor original. Los cambios de presión a una distancia del pozo productor es mucho mas pequeña que en el pozo productor como tal. Por ende una prueba de interferencia requiere de un sensor de medición de presión, y puede tomar un largo tiempo para poder llevarla a cabo. En fin el propósito general de estas pruebas es determinar si existe comunicación entre dos o más pozos en un yacimiento. Al existir comunicación, provee estimados de permeabilidad, porosidad y compresibilidad (φ, Ct) y determinar la posibilidad de anisotropía en el estrato productor.

6. Pruebas de Restauración de Presión (Build up test): Esta prueba es realizada por un pozo productor a tasa constante por cierto tiempo, cerrando el pozo para permitir que la presión se restaure en el pozo. Frecuentemente a partir de esta data (recuerde que la presión en el pozo es una función del tiempo) es posible estimar la permeabilidad de la formación, la presión del área de drenaje actual, y caracterizar el daño o estimulación y las heterogeneidades del yacimiento o los límites. En fin la prueba de restauración de presión es una prueba utilizada para determinar la presión en el estado transitorio.


REFERENCIA BIBLIOGRÁFICA
RIVERA, José S: Prácticas de Ingeniería de Yacimientos Petrolíferos

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20 junio 2009

Relaciones Esfuerzo-Deformación. Deformacion en las Rocas. Estructuras producidas por Extension y Compresion. (Parte III)
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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 superposición, del desplazamiento y del emplazamiento.
o Superposición. En la estratificación, la capa más reciente suele ser la de encima, de no existir volcamiento.
o Desplazamiento. Una falla desplazada antecede a la falla desplazante.
o Emplazamiento. De dos intrusiones que se intersecan, el cuerpo intruído es el más antiguo.
· Aplicaciones: A continuación se muestran algunos ejemplos de correlación. Algunos presentan discordancias.


En la figura de la izquierda: Discordancia: A eoceno, B oligoceno, C mioceno, falta el plioceno, D pleistoceno. Entre C y E hace falta la capa D, lo que se explica por erosión o por la no ocurrencia del ciclo de deposición. Lo primero es A y lo más reciente E

En la figura de la derecha: Discordancia entre cinco unidades litológicas. Faltan los eventos desde el D hasta el G incluidos. El basamento tiene dos posibilidades: que lo más antiguo sea A o que sea C, dependiendo del grado de volcamiento. Luego continúa un proceso erosivo (e) que nivela la superficie de sedimentación para los depósitos H e I. La laguna estratigráfica estará representada por los estratos comprendidos entre los tres primeros y los dos últimos, no presentes en la columna.

Correlación entre formaciones sedimentarias (izquierda) e ígneas (derecha).



En la figura de la izquierda Hay cinco estratos afectados por una falla. Por debajo de la falla están los más antiguos (A, B, C) y por encima los más recientes (D y E). El último evento es la falla que en éste caso es normal, según se observa de la posición del estrato B.

En la figura de la derecha. En el corte se observan dos plutones laminares B y C intruyéndose y emplazados en un tercer plutón masivo A. El plutón masivo A es el más antiguo por estar intruído por B y C; luego sigue B más antiguo que C, pues C intruye el conjunto.

Referencias:
http://www.natureduca.com/geol_indice.php
http://www.geocities.com/manualgeo_11/

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Relacion Esfuerzo-Deformacion. Deformacion en las Rocas. Estructuras producidas por Extension y Compresion. (Parte II)
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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 rocas; si la velocidad de deformación es alta y por lo tanto el tiempo breve, el material responde con rigidez, en el caso contrario responderá plásticamente. Debe tenerse en cuenta que la unidad de tiempo geológico es el millón de años.

• Composición y estructura de la roca. Este factor alude a la isotropía o anisotropía del material. Por la isotropía la roca puede ser competente y tener la capacidad de absorber esfuerzos sin deformarse, por consiguiente es rígida; por la anisotropía es lo contrario pues se deforma expresando su plasticidad

4. Deformaciones Continuas y Discontinuas:

Las rocas pueden sufrir deformaciones continuas o discontinuas. Si es continua (sin sobrepasar el límite de ruptura) se deformará sin perder sus características unitarias, lo que dará lugar a los llamados pliegues. Por su parte, si es discontinua (se sobrepasa el límite de plasticidad), las rocas se rompen y resultan las llamadas fallas y diaclasas.

• Pliegues: Los pliegues son Inflexiones o dislocaciones (ondulaciones) más o menos bruscas, que forman las capas sedimentarias al ser modificadas en su posición natural (la horizontal) por los agentes orogénicos. Estos agentes o fuerzas generan deformaciones plásticas y continuas tridimensionales, y por esta razón también se le llaman cuerpos geológicos. Los pliegues suelen ser más habituales en rocas sedimentarias plásticas, como las volcánicas, y también metamórficas.

o Anticlinales: Son aquellos en el cual los estratos más modernos envuelven a los más antiguos (es opuesto a sinclinal). Presentan la parte convexa hacia arriba, con aspecto de bóveda. Los flancos se inclinan en sentido divergente. Los extractos más antiguos se sitúan en el núcleo.

o Sinclinales. Son aquellos en el cual los estratos más antiguos envuelven a los más modernos. Sus flancos forman una U característica. Tienen la convexidad hacia abajo (hacia el interior de la tierra), con forma de cuenca o cubeta. Los flancos se inclinan en sentido convergente. Los extractos más jóvenes se sitúan en el núcleo.
Cuando las deformaciones de las rocas rebasan los límites de plasticidad, es decir, cuando debido a la rigidez o fragilidad de las rocas y a un esfuerzo progresivo sobrepasan su límite de ruptura, el material cede y se producen fracturas.
Estas fracturas pueden ser de dos tipos: diaclasas y fallas.
• Diaclasas: Las diaclasas son pequeñas fisuras o grietas que se producen en las rocas rígidas de la corteza terrestre por efecto de fuerzas laterales. En este tipo de fracturas no existe desplazamiento de los bloques resultantes, en caso contrario estaríamos en presencia de una falla.

• Fallas: Las fallas, al igual que las diaclasas, son fracturas o dislocaciones que se producen en las rocas de la corteza terrestre, pero a diferencia de aquéllas existe desplazamiento de los bloques resultantes de la fracturación. Este movimiento puede producirse en cualquier dirección, sea vertical, horizontal o una combinación de ambas.
Hay tres tipos de fallas fundamentales, clasificadas desde el punto de vista de los esfuerzos que la generan: normal, inversa y de rumbo.



Tipos de fallas. 1. Falla normal o de tensión aparente; 2. Falla inversa o de compresión aparente; 3. Falla de rumbo izquierdo; 4. Falla de rumbo derecho.

o Falla normal. Si la disposición de los bloques parece explicada por esfuerzos de tensión o tracción, aquí el espejo de falla queda expuesto a la acción del Sol y relativamente los bloques se separan o alejan. El bloque levantado es el piso.
o La falla inversa. Cuando la disposición de los bloques parece responder a esfuerzos de compresión. Por el empuje los dos bloques parecen aproximarse entre sí; en ella el espejo de falla, que también se puede observar en el bloque levantado, que es el techo, queda a la sombra.
o La falla de rumbo. Es de cizalladura o transcúrrete; el desplazamiento puede ser derecho o izquierdo dependiendo de lo que suceda con el bloque del frente, cuando un observador mira desde el otro bloque. Si aquel se desplaza a la derecha, la falla será de rumbo dextrógiro y si lo hace hacia la izquierda, la falla será de rumbo levógiro o sinixtrógiro.
o Sistemas compuestos de fallas Se encuentran las fallas escalonadas, los Horts o pilares y los graben o fosas. Dependiendo de la dirección de los esfuerzos regionales, todo el sistema será un sistema de fallas maestras con tendencia inversa o normal, según sea la correlación entre los esfuerzos principales.



Sistemas compuestos de fallas. 1. Horts inverso; 2. Graven inverso; 3. Escalonamiento inverso; 4. Horts normal; 5. Graven normal; 6. Escalonamiento normal; 7. Diapiro generando a) falla normal, b) falla inversa, c) horst, d) graben, e) bloque inclinado

Un diapiro es una masa rocosa muy plástica, por ejemplo un domo salino, que por razón de empujes internos revienta los pliegues al ser comprimida y se extiende por encima de rocas estratigráficamente superiores.

Referencias:
http://www.natureduca.com/geol_indice.php
http://www.geocities.com/manualgeo_11/

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Relacion Esfuerzo-Deformacion. Deformacion en las Rocas. Estructuras producidas por Extension y Compresion. (Parte I)
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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, el material cede y se produce una ruptura. Se denominan rocas frágiles o competentes, a las que poseen un límite de plasticidad coincidente con el de ruptura. Por su parte, se denominan rocas dúctiles o incompetentes, a las que manifiestan una deformación plástica. Estos conceptos pueden variar según las condiciones físicas, por ejemplo, una roca puede ser frágil a bajas presiones o temperaturas, y sin embargo ser dúctiles cuando éstas son altas.

• Fuerzas y deformaciones: Las capas de rocas sedimentarias se encuentran dispuestas en la horizontal por efecto de la sucesiva acumulación de materiales a lo largo del tiempo, formando lo que se denominan estratos o capas estratificadas. Estas capas superpuestas sufren modificaciones respecto de su posición original (la horizontal), deformándose y presentando formas inclinadas, curvadas o fracturadas. Cuando los materiales son afectados por fuerzas deformadoras de forma tangencial se generan los pliegues; si la fuerza es vertical se producen las fallas.

• Tipos de Fuerzas: Las fuerzas actuantes sobre las rocas pueden ser: de compresión, en la cual las fuerzas tienden a comprimir entre sí las partículas de los materiales rocosos, y por tanto a reducir su volumen; y de tensión o tracción, en que las fuerzas tienden a separar las partículas rocosas, estirando o alargando los materiales. Las fuerzas de presión, tensión y temperatura a que se ven sometidas las rocas, les infieren deformaciones elásticas, plásticas y de ruptura.

2. La Deformación de las Rocas:

Las deformaciones de las rocas pueden denominarse según el origen de los esfuerzos o forma de aplicación de las cargas:
• Por su origen. Pueden ser tectónicas o no tectónicas. Las deformaciones tectónicas están asociadas al movimiento de las placas de la corteza terrestre, mientras las no tectónicas están asociadas a los efectos gravitacionales de las masas de tierra y a las cargas que soportan las rocas por esfuerzos dinámicos externos diferentes a los movimientos tectónicos.
• Por el tiempo de aplicación de las cargas. Las deformaciones pueden ser permanentes o temporales. Las deformaciones permanentes pueden ser, según el comportamiento del material, viscosa, plástica, viscoelástica y viscoelástica, mientras la deformación temporal, asociada a esfuerzos que no son permanentes, puede ser de tipo elástica o inelástica.



Relaciones esfuerzo (s) - deformación (d) de las rocas: A comportamiento elástico; B comportamiento plastoelástico; C comportamiento elastoplástico; D comportamiento plasto-elastoplástico.

En las relaciones de la figura, de esfuerzo-deformación, la curva A es típica de materiales rocosos masivos y muy duros; la curva B ilustra el comportamiento de una roca dura que sufre alguna densificación inicial cuando se carga el material; la curva C ilustra el comportamiento de una roca dura heterogénea en la cual los componentes más débiles fallan gradualmente cuando el esfuerzo ya es significativo; la curva D, la más común en las rocas, ilustra una roca con densificación inicial y posteriormente con fallamiento de algunos componentes por encima de un nivel crítico de esfuerzos.

Referencias:
http://www.natureduca.com/geol_indice.php
http://www.geocities.com/manualgeo_11/

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Yacimientos fracturados
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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 proliferos del mundo son naturalmente fracturados.

Se conocen como fracturas, aquellas discontinuidades planas en el material que compone la roca, pueden ser microscópicas o microscópicas, ellas aparecen debido a que los esfuerzos de confinamiento a los que esta sometida la roca, son superiores a los esfuerzos de ruptura. Las fracturas naturales influyen en el comportamiento tanto de la producción como en la declinación de presión en el yacimiento. Esta influencia puede resultar tanto negativa como positiva sobre todo en la parte del flujo de fluidos. Por ejemplo, las fracturas abiertas, es decir, que no han sido cementadas o parcialmente mineralizadas (con buena permeabilidad), por lo general tiene un efecto positivo en el flujo de petróleo; pero adversamente ocurre con el flujo de agua y gas, ya que por la alta permeabilidad que ellas presentan tienden a ocurrir los problemas de conificacion. Por otro lado, las fracturas totalmente cementadas o mineralizadas pueden crear barreras de permeabilidad a todo los tipos de flujo. Desde el punto de vista geológico y de la ingeniería de yacimientos, solo se toman como yacimientos naturalmente fracturados a aquellos cuyas fracturas gobiernan los patrones de productividad de tal yacimiento, ya sea en forma negativa o positiva.

Frecuentemente ocurre que los yacimientos naturalmente fracturados, presentan una matriz de muy baja permeabilidad pero con una porosidad suficiente para almacenar grandes cantidades de fluidos, esto justifica su explotación. En estos casos y sabiendo que la matriz es de muy baja permeabilidad es necesario hacer notar la vital importancia que tiene la presencia de estos canales intercomunicados para transportar los fluidos hacia los pozos, estos es: las fracturas solo funcionan como la vía de drenaje gracias a sus altos valores de permeabilidad. Sin embargo, existen yacimientos fracturados en los cuales la acumulación de fluidos tiene lugar únicamente en las fracturas ya que la matriz presenta valores de porosidad mínimos. En este caso es cuando ocurre la particularidad de que la capacidad de almacenamiento de las fracturas es el factor del cual depende el desarrollo del yacimiento.


Bibliografía:

Guía de Geología Petrolera II. UCV. Magoon y Beaumont

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18 junio 2009

Fenómenos a Escala de Yacimiento
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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 considerablemente de un punto a otro del yacimiento.

Todos estos factores hacen que el flujo multifásico no se puede considerar de tipo "pistón" a la escala del yacimiento y que la eficiencia de barrido puede ser notablemente reducida por la existencia de caminos preferenciales.

Finalmente conviene notar que existe otro fenómeno susceptible de reducir la eficiencia de barrido. Al intentar "empujar" un fluido viscoso (O) con un fluido menos viscoso (W) pueden producirse inestabilidades interfaciales que resultan en un fenómeno llamado digitación o formación de dedos de fluido W que penetran en el fluido O. A la escala del yacimiento, estos fenómenos también tienden a producir caminos preferenciales. Una forma de reducirlos es disminuir la velocidad de los fluidos, reducir la viscosidad del aceite (calentamiento) o aumentar la del agua (polímeros).

Disposición en “five spots” con un pozo inyector en el centro y 4 pozos productores


Referencias Bibliográficas

"Recuperación Mejorada del Petróleo" an-Louis Salager [Disponible en Línea]http://www.firp.ula.ve/archivos/cuadernos/S357C.pdf (Consulta, Junio 2009)




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Recuperaión Mejorada
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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, con el fin de reducir notablemente la viscosidad del crudo.

Son métodos de aplicación casi imprescindible para crudos pesados y extrapesados.

2. Métodos químicos

- Métodos miscibles (solventes, CO2, microemulsiones)

- Métodos de baja tensión (surfactante)

- Métodos alcalinos

- Inyección de agua viscosa (polimeros)

- Combinación de los tres anteriores (ASP)

El único método miscible que parece tener un interés económico (a un precio de petróleo a mas de 25 $/barril) es el método de inyección de dióxido de carbono. Los métodos de inyección de microemulsiones con el fin de obtener la miscibilidad entre agua y crudo requieren demasiado surfactante para ser económicos. Sin embargo pueden actuar durante la primera etapa de una inyección de surfactante en la cercanía del pozo inyector.

El método de inyección de agua viscosa (50-100 cp) conteniendo polimeros hidrosolubles tiene sólo un papel físico y no se tratará aparte, sino en combinación con los métodos de inyección de surfactante en el proceso llamado micelar/polímero.

Lós métodos de baja tensión por inyección de surfactante y el método de inyección de agua alcalina se tratarán en detalles porque involucran surfactantes y fenómenos interfaciales.


Referencias Bibliográficas

"Recuperación Mejorada del Petróleo" an-Louis Salager [Disponible en Línea]http://www.firp.ula.ve/archivos/cuadernos/S357C.pdf (Consulta, Junio 2009)


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Registros eléctricos
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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 orgánico atrapado y que ha producido hidrocarburos por procesos de alta temperatura y presión dentro de la tierra.
Las estructuras ideales para la acumulación del petróleo son los llamados anticlinales, aunque es común encontrar acumulaciones en otro tipo de estructuras como fallas geológicas y en zonas relativamente planas en depósitos estratigráficos con estructuras muy leves.
Los métodos geofísicos son una herramienta muy importante para determinar si hay petróleo o no, pues nos permiten sin tener que ingresar dentro de la tierra las propiedades físicas del subsuelo.


Exploración durante la perforación:


Durante la perforación de los pozos se suele obtener información acerca de las características de las formaciones que se van atravesando durante el proceso.


Métodos directos: Esto se puede hacer de forma directa mediante la toma de núcleos (cores), que no son más que muestras de roca extraída dentro de la tubería de perforación, en las cuales se pueden realizar medidas directas de las características petrofísicas de la formación.

Métodos indirectos:
Existen, además, métodos indirectos que nos pueden llevar a inferir las características de las formaciones, entre estos métodos se encuentran los registros eléctricos y las pruebas de formación.
Los registros eléctricos, tales como el SP (Potencial Espontáneo), Resistividad y los registros eléctricos como: gamma Ray, Neutrón o Densidad nos proporcionan estimaciones indirectas de la calidad de roca, porosidad y saturación de fluidos (agua, petróleo o gas).
En cuanto a las pruebas de formación, éstas son útiles para estimar parámetros tales como presión de la formación, permeabilidad, daño de la formación. Éstos son útiles para definir la productividad de un pozo.

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17 junio 2009

SISTEMA RESERVORIO
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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 producción en el tiempo.
• Porcentaje de hidrocarburos recuperados del hidrocarburo originalmente en sitio (Factor de recobro).


CALIDAD DEL SISTEMA RESERVORIO

La calidad del sistema reservorio es la capacidad de un yacimiento en almacenar y transmitir el petróleo o gas. La calidad del sistema reservorio está determinado por:

• Distribución del tamaño de la garganta de poro y geometría del poro.
• Permeabilidad al hidrocarburo.
• Saturación de agua.
• Volumen de poros.
• Continuidad lateral, número y posición de unidades de flujo y tanques.
• Presión del yacimiento y mecanismos de empujes.


PROCEDIMIENTOS PARA ANALIZAR SISTEMAS RESERVORIOS

1. Seleccionar uno o más pozos representativos del yacimiento y con las mejores datas, esto es lo que se conoce como pozos claves.

2. Subdividir el yacimiento en pozos claves en unidades de flujo.

3. Determinar el tipo de poro para cada unidad de flujo en el pozo clave utilizando descripciones de núcleos, relaciones permeabilidad/porosidad entre otros.

4. Construir secciones de corte estratigráfico que incluya el pozo.

5. Subdividir el intervalo del yacimiento de cada pozo en unidades de flujo.

6. Correlacionar unidades de flujo entre pozos y subdividir el yacimiento o sistema reservorio en tanques al determinar cuales unidades de flujo interactúan durante el drenaje.

7. Determinar el volumen de hidrocarburos al cuantificar el volumen de aporte por unidad de flujo para cada tanque.

8. Predecir el rendimiento en términos de cantidad de recobro y tiempo.



REFERENCIA BIBLIOGRÁFICA

HARTMANN, Dan j.; BEAUMONT, Edward A.: CHAPTER 9. PREDICTING RESERVOIR SYSTEM QUALITY AND PERFORMANCE.

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ARCILLAS EN EL SISTEMA PETROLERO (II)
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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 asociado:

• Al transporte y entrampamiento de sólidos finos y/o
• A ciertas reacciones químicas entre fluidos invasivos y roca reservorio.


REFERENCIA

Barrios, Francisco: Clases de Geología Petrolera II, Universidad Central de Venezuela.

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ARCILLAS EN EL SISTEMA PETROLERO (I)
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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 arcillas presentes y por el volumen de las mismas, es decir, al tener mayor volumen de kaolinita esta no se transformara en roca sello debido principalmente a que la kaolinita reduce la porosidad y permeabilidad solo ligeramente, mientras que a tener un mayor volumen de clorita e ilita esta se consolidaría como roca sello debido a que reducen ligeramente la porosidad pero hay una pérdida de permeabilidad sustancialmente, lo cual la haría adquirir un grado de impermeabilidad propio de las rocas sellos.

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DESARROLLO DE CRUDO SINTETICO EN VENEZUELA
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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%). Se comenzó la producción en 2001, invirtiéndose hasta la fecha aproximadamente 4,2 millardos de dólares, y creándose unos 30 mil puestos de trabajo.

Sincor mejora 200.000 barriles diarios de crudo extrapesado, de 8° API, y lo transforma en 180.000 barriles diarios de Zuata Sweet, un crudo sintético liviano de 32° API de bajo contenido de azufre. Además se producen 6 mil toneladas de coque y 900 de azufre. La perforación se realiza mediante un sistema de macollas que puede agrupar varios pozos, minimizando así el impacto ambiental.

Luego de la extracción, se separa el gas asociado, y el crudo es diluido, calentado y deshidratado para garantizar la calidad requerida para su transporte a través de un oleoducto de 220 kilómetros hasta las instalaciones del complejo mejorador ubi¬cado en Jose, al norte del estado Anzoátegui.

Más recientemente, Sincor ha construido instalaciones que le permiten obtener un segundo grado de crudo sintético deno¬minado Zuata Medium. Este se produce adicionando residuo de vacío a la producción estándar de Zuata Sweet.


FUENTE:
revista petróleoyv

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TECNOLOGIA PARA REDUCIR COSTOS
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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 riesgo, por lo que la introducción de tecnologías en prueba suele ser difícil de justificar. Estas ingresas justo como colaboración de otros sectores de desarrollo, como las universidades e institutos de investigación. La industria petrolera es la que menos invierte en tecnología si se compara con otros sectores de amplia productividad.

En el sector aguas arriba, especialmente en el de tecnología de pozos, se han logrado revolucionarios avances desde la perforación vertical, pasando por pozos desviados, pozos horizontales hasta los mas avanzados actualmente pozos multilaterales y hasta la búsqueda del pozo inteligente. A esto se le agregan las mejoras tecnológicas en fracturamiento hidráulico, y para el comienzo de este siglo ya se han presentado la perforación bajo-balance y perforaciones empleando tubos continuos o “coiled tubing”.

Este desarrollo es dual y depende del terreno de operaciones, sea onshore u offshore. No deja de ser llamativo el avance sostenido en esta última área. En tecnología costa afuera, se han desarrollado desde estructuras fijas profundas, seguidas de plataformas con sistema de tensión, y sistemas de producción con plataformas flotantes, hasta llegar a pozos submarinos en profundidades de hasta 7.000 pies.

Dichos avances responden a motivos concretos, a saber:

• Incrementar el acceso a reservas económicamente explotables de gas y líquidos.
• Intentar reducir los costos de exploración, desarrollo y producción de pozos.
• Reducir los efectos y riesgos ambientales de la actividad de exploración y producción, que pudieran afectar la salud pública y el ambiente.
• Elevar el factor recobro de las reservas existentes.





FUENTE:
revista petróleoyv

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Nuevas tecnologías en el área de exploración de yacimientos
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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 de estandarización.

Esto desde luego genera la posibilidad de analizar data anterior, compartir información, y tomar decisiones con mayor rapidez y precisión al ver data en tiempo real.

Estas nuevas herramientas han ocasionado la necesidad una cultura de trabajo.

Semejante avances se han traducido en incremento en el éxito exploratorio, mejores definiciones de la estructura de los yacimiento y la construcción de modelos de reservorio complejos, optimizado los mecanismo de recobro y gerencia del campo. Así, las nuevas generaciones de técnicas sísmicas de superficie han logrado un acumulado de casi 4 millones de Km2 de datos sísmicos de 3d, y en conjunto con medidas avanzadas de “wireline logging”, ha incrementado el éxito en perforaciones exploratorias desde un 45% durante la década de 1990 hasta un 65% durante la presente década.

Otra de las tecnologías que está reduciendo el tiempo de perforación y el espacio en las instalaciones de superficie, minimizando el ruido y los desechos asociados, es la que consiste en sistemas de tubería continua (coiled tubing), mediante la cual se eliminan las uniones enroscadas entre secciones de tubería convencional.




FUENTE:
Revista Petroleoyv

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INNOVACIONES EN TECNOLOGIA LWD Y MWD
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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 de la perforación en el fondo del pozo, en tiempo real, en lugar de inferirlos a partir de las mediciones de superficie.

La tecnología MWD, está relacionada primordialmente para dirigir eficazmente la posición del pozo, esto resulta crucial para permitir que los perforadores direccionales ajusten las trayectorias de los pozos para dar cabida a la información geológica nueva proveniente de los registro LWD en tiempo real.

Las herramientas LWD, en forma general están compuestas básicamente por:

a) Sección se sensores: toma los registros.

b) Sección de Interfaces (modelo de control): codifica los registro y manda a la sección de transmisión

c) Sección de Transmisión: envía los datos a superficie.

d) Equipo de superficie: se interpretan los datos y leen en software a tiempo real.



VENTAJAS


*Reducción del tiempo de perforación.

*Ahorro en los costos de operación.

*Toma de decisiones de tiempo de real.

*Producción anticipada.

*Mejora la productividad en pozos horizontales.

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13 junio 2009

Trampa petrolífera
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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 acumulado el hidrocarburo (petróleo).

Trampa mixta: es simplemente la combinacio de la trampa estratigráfica y trampa estructural.

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09 junio 2009

Recuperación Mejorada Surfactantes-Polímeros (Parte II)
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(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) Para evitar o reducir al máximo la degradación del tapón de surfactante cuando este progresa en el yacimiento, se empuja con un fluido viscoso, que es una solución de polímeros hidrosolubles de tipo poliacrilamida o polisacárido. Ya que el tapón de surfactante es más viscoso que el agua (por el surfactante), y que en el frente se producen emulsiones (que aumentan la viscosidad), es imprescindible disponer de un fluido de viscosidad de por lo menos 50-100 cp para evitar inestabilidades de tipo digitación producidas por una relación desfavorable de las movilidades.



Por razones económicas no se puede sin embargo inyectar polímeros hasta tanto el tapón de surfactante haya llegado al pozo productor. Se usa en general un tapón de 10-20% de volumen de poro, y la concentración de polímero va bajando lentamente en la cola del tapón, es decir que la transición con la zona (6) es continua.



(6) Finalmente se empuja el tapón de polímero con una inyección de agua. Se toman las precauciones necesarias para que los fenómenos de digitación y penetración del agua en el tapón del polímero sean lo menos severos posibles. Se usa una tapón de polímero con "cola decreciente" y una velocidad de inyección baja.



El método de drenaje micelar/polímero ha sido probado en varios ensayos pilotos con resultados muy disparejos. Cuando funciona, permite recuperar el casi 100% del aceite residual en la zona barrida. Tomando en cuenta la eficiencia geométrica (ubicación de pozos) y vertical de barrido, eso puede significar duplicar la cifra de la recuperación primaria y secundaria y alcanzar el 50% del aceite originalmente en sitio en el yacimineto. Pero cuando no funciona, no produce prácticamente ninguna mejora respecto a la inyección de agua. El resultado es algo como todo o nada, y existen muchas razones para que sea nada (véase sección 5 siguiente); sin embargo se está entendiendo la interrelación de los fenómenos y se piensa que en el futuro se debe poder dominar muchas de las dificultades.



Referencias Bibliográficas



"Recuperación Mejorada del Petróleo" an-Louis Salager [Disponible en Línea] http://www.firp.ula.ve/archivos/cuadernos/S357C.pdf (Consulta, Junio 2009)

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Flujo en Yacimientos de Gas Condensado (Parte I)
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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 límite exterior cae por debajo del punto de rocío.

En la segunda región, la región de segregación del condensado, el líquido se separa de la fase gaseosa, pero su saturación continúa siendo suficientemente baja como para que se mantenga inmóvil; sigue existiendo flujo de gas monofásico. La cantidad de líquido que se condensa queda determinada por las características de la fase del fluido, como lo indica su diagrama PVT.

La saturación de líquido aumenta y la fase gaseosa se vuelve más pobre a medida que el gas fluye hacia el pozo. Esta saturación en el límite interior de la región usualmente se aproxima a la saturación crítica del líquido para el flujo, que es la saturación residual de petróleo.

En la primera región, la más cercana a un pozo productor, fluye tanto la fase gaseosa como la fase de condensado. La saturación del condensado en esta región es mayor que la saturación crítica. Las dimensiones de esta región oscilan entre decenas de pies para los condensados pobres y cientos de pies para los condensados ricos. Su tamaño es proporcional al volumen de gas drenado y al porcentaje de condensación de líquido. Dicha región se extiende más lejos del pozo para las capas con una permeabilidad más alta que la permeabilidad promedio, ya que a través de esas capas ha fluido un mayor volumen de gas. Incluso en los yacimientos que contiene gas pobre, con baja condensación de líquido, el bloque de condensado puede ser significativo porque las fuerzas capilares pueden retener un condensado que con el tiempo desarrolla alta saturación.

Esta región correspondiente al bloque de condensado en la zona vecina al pozo controla la productividad del mismo. La relación gas/condensado circulante es básicamente constante y la condición PVT se considera una región de expansión a composición constante. Esta condición simplifica la relación existente entre la permeabilidad relativa al gas y la permeabilidad relativa al petróleo, lo uqe hace que la relación entre ambas sea una función de las propiedades PVT.

Referencias Bibliográficas
"Revisión de los yacimientos de gas condensado" [artículo en línea] http://www.slb.com/media/services/resources/oilfieldreview/spanish06/spr06/p16_29.pdf(Consulta, Mayo 2009)

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Recuperacion Mejorada Surfactantes-Polímeros (Parte I)
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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) Esta zona corresponde al banco de aceite, es decir a un estado en el cual ambos fluidos presentan continuidad. En esta zona se produce un flujo difásico. La saturación de aceite es notablemente más alta que en la zona (1) y esto se debe a que el tapón de surfactante (3) está empujando hacia adelante una cierta cantidad de aceite movilizado. Este aceite coalesce con el aceite atrapado y aumenta la saturación. Cuando el banco de aceite alcanza el pozo productor, empieza la recuperación mejorada de aceite. Si el método se aplica en lugar de la recuperación secundaria, la saturación en aceite en (1) es mucho mayor que SOr y el banco de aceite se extiende en todo el yacimiento; sin embargo, la saturación es mucho más alta delante del tapón de surfactante, típicamente del orden de 50-60%.



(3) El frente del tapón del surfactante es la zona donde la solución acuosa de surfactante entra en contacto con el aceite atrapado y la moviliza. La movilización se efectúa por los mecanismos vistos anteriormente, más que todo por baja tensión interfacial e hinchamiento. La condiciones fisico-químicas cerca de la formulación óptima hacen que las emulsiones formadas sean muy inestables, y que las gotas coalescan inmediatamente al contactarse.


En consecuencia, los glóbulos de aceite movilizados coalescen entre si y con los glóbulos atrapados para formar una fase aceite continua. Hay evidencia de que, mediante el proceso de coalescencia e interconexión, el aceite se desplaza más rápidamente que el agua y que por lo tanto el banco de aceite se forma delante del tapón de surfactante. Esto es lógico si se examinan los fenómenos involucrados; de una parte la saturación de aceite aumenta considerablemente en la zona de movilización y por lo tanto la permeabilidad relativa aumenta también y el aceite se desplaza más rápidamente que el agua. Este desplazamiento produce un aumento de saturación en el banco de aceite y la relación WOR en este depende de las movilidades relativas.


Referencias Bibliográficas

"Recuperación Mejorada del Petróleo" an-Louis Salager [Disponible en Línea] http://www.firp.ula.ve/archivos/cuadernos/S357C.pdf (Consulta, Junio 2009)

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Flujo en Yacimientos de Gas Condensado (Parte II)
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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 partir de la ley de Darcy. Este efecto se conoce normalmente como flujo no darciano.


El impacto global de los dos efectos producidos por la alta velocidad es usualmente positivo, lo que reduce el impacto del bloque de condensado. Se necesitan experimentos de impregnación de núcleos de laboratorio para medir el efecto inercial y el efecto del número capilar sobre la permeabilidad relativa.


Si bien la primera indicación de la presencia de un bloque de condensado e habitualmente una declinación de la productividad, su presencia a menudo se determina mediante pruebas de presión transitoria. Se puede interpretar una prueba de incremento de presión para mostrar la distribución del líquido antes de cerrar el pozo. El comportamiento a corto plazo en la prueba de presión transitoria refleja las condiciones existentes en la región vecina al pozo. El bloque de condensado se indica por la existencia de un gradiente de presión más pronunciado cerca del pozo. Con tiempos de prueba más prolongados, la permeabilidad efectiva del gas lejos del pozo domina la respuesta; la permeabilidad puede determinarse a partir de la curva de la derivada del cambio de presión en un gráfico doble logarítmico de los cambios de pseudo-presión y tiempo de cierre. Si la prueba se prolonga suficiente tiempo - y en ese tiempo de prueba de cierre depende de la permeabilidad de la formación - las propiedades del flujo lejos del pozo serán evidentes.









Referencias Bibliográficas
"Revisión de los yacimientos de gas condensado" [artículo en línea] http://www.slb.com/media/services/resources/oilfieldreview/spanish06/spr06/p16_29.pdf(Consulta, Mayo 2009)





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07 junio 2009

GENERACIÓN DE UN SISTEMA PETROLERO
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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 parte a que exista una potencial roca madre o roca sello en estos tipos de ambientes, otro ejemplo son que en los ambientes de playa a diferencia de los de laguna presenta mayor energía y por lo tanto el tamaño de granos será más grueso, en estos ambientes no hay contribución de materia orgánica, por lo tanto estos ambientes contribuirán en gran medida a que exista una futura roca recipiente.

Los sedimentos que se han acumulado durante largos períodos de tiempo aportan presiones cada vez mayores a las capas de sedimentos más antiguas dando lugar para que ocurran una serie de procesos sobre los sedimentos que permitirán su posterior transformación a una roca sedimentaria.

Estos procesos son importantes debido a que aportan a la roca las características de permeabilidad y porosidad que definirán su papel en el sistema petrolero, por ejemplo entre estos procesos encontramos la cementación la cual reduce la porosidad, la compactación que es una reorganización de las partículas en respuesta a las nuevas condiciones de presión por sobrecarga y dará como resultado la reducción de porosidad por pérdida de volumen, la disolución que es el resultado de la interacción de la composición de agua de poros y la mineralogía de las partículas, cuyo resultado es la creación de una porosidad secundaria (resulta necesario señalar en esta parte que la disolución será mayor en la diagénesis de carbonatos debido a su efervescencia con los ácidos), todos estos procesos ocurren tanto para la diagénesis de carbonato como para la diagénesis de areniscas. Pero también encontramos otros procesos en la diagénesis de carbonatos como son: la dolomitizacion que se refiere al proceso mediante el cual la caliza se transforma en dolomita y ocurre un incremento de la porosidad debido a que alguna rocas carbonatas están constituidas solamente por calizas pero si el agua circulante a través del espacio poroso contiene suficientes cantidades de magnesio, el calcio en la roca puede intercambiarse por el magnesio y como el magnesio es considerablemente más pequeño que el calcio ocupará menos espacio incrementando así la porosidad, la micritización que tiene lugar por la acción conjunta de la erosión biológica y la abrasión mecánica, incrementará la porosidad debido a que la micríticas destruyendo la textura interna de las partículas y por último la recristalización que es el aumento de tamaño de las micritas dando cristales de gran tamaño que pueden ser confundido con los cristales de cementación reduciendo así la porosidad..

Posteriormente con el soterramiento se comprime los estratos aportando así mayor y presión y temperatura a la roca madre lo cual conlleva a la generación de hidrocarburos que a condiciones adecuadas es expulsado de la roca madre dando lugar a la migración.

De esta forma el petróleo sigue migrando hasta llegar a superficie donde ocurre los llamados menes o también puede seguir migrando hasta toparse con un sello que impide que siga migrando y lo retiene en las trampas formándose así una acumulación de hidrocarburos.






REFERENCIA

Barrios, Francisco: Clases de Geología Petrolera II, Universidad Central de Venezuela.

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ECUACIÓN GENERAL DE BALANCE DE MATERIALES PARA YACIMIENTOS DE GAS (II)
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En esta sección partiremos de la ecuación demostrada anteriormente y consideraremos algunos casos especiales entre ellos:

YACIMIENTOS VOLUMÉTRICO DE GAS (SIN INFLUJO)

En este caso We y Wp son despreciables, quedando la ecuación de la siguiente forma (se despeja el valor de Gp):





Donde:

Obteniendo lo siguiente:


Quedando de esta forma una expresión que corresponde a la Ecuación de Balance de Materiales para Yacimientos Volumétricos de Gas, donde obtenemos una línea recta (de pendiente negativa) mediante la elaboración de un gráfico P / Z verus Gp y mediante la extrapolación de esta recta se obtiene la totalidad del gas inicialmente en sitio en el yacimiento (Gi).


YACIMIENTOS NO VOLUMÉTRICO DE GAS (CON INFLUJO)

Si al graficar los valores de P / Z versus Gp se obtiene una línea recta entonces se puede concluir que se trata de un yacimiento volumétrico, pero si no se obtiene una línea recta entonces se puede afirmar que estamos en presencia de un yacimiento no volumétrico.

En estos casos la Ecuación generalizada de Balance de Materiales para Yacimientos de Gas se utiliza es para cuantificar We versus P, luego de haber estimado Vi por métodos volumétricos como mapas, perfiles petrofísicos, análisis de laboratorio de las rocas y de los fluidos.






OTRA FORMA DE LA EBM PARA YACIMIENTOS DE GAS SI NO SE CONOCE Z

Partiendo de:



Despejamos Gp:

Conociendo que:
Sustituimos esto en la ecuación anterior y desarrollamos:






Ahora si lo queremos expresar como línea recta hacemos lo siguiente:





REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICA


1. BARBERII, Efraín E.; ESSENFELD, Martín: Yacimientos de Hidrocarburos, Fondo Editorial del Centro Internacional de Educación y Desarrollo (FONCIED).
2. Da Silva, Ángel: Clases de Ing. de Yacimientos II, Universidad Central de Venezuela.

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ECUACIÓN GENERAL DE BALANCE DE MATERIALES PARA YACIMIENTOS DE GAS (I)
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Ante todo recordemos el concepto de yacimientos de gas, el cual se define como aquellos en los cuales la mezcla de hidrocarburos se encuentra inicialmente en fase gaseosa en el subsuelo. Para calcular el gas inicial en el yacimiento, se debe usar la Ecuación General de Balance de Materiales; sin embargo, este método se aplica sólo para la totalidad del yacimiento, por la migración de gas de una parte del yacimiento a otra, tanto en yacimientos volumétricos como en aquellos con influjo de agua.

A continuación se señalan los pasos para la deducción de esta ecuación:

BALANCE DEL VOLUMEN ORIGINAL

El volumen inicial de hidrocarburos es igual al volumen remanente (la cantidad de masa que si varía), por ende se pasa directo a:


BALANCE DE VOLUMEN DE POROS DISPONIBLES

El volumen remanente es el volumen inicial menos el agua que intruye más el agua que se produce, es decir:




Es necesario resaltar que los volúmenes disponibles de poro (Vf y Vi) son volúmenes netos de poros saturados totalmente de gas en donde ya se ha sustraído cualquier volumen de poros inicialmente ocupado por gas dentro del volumen de control del yacimiento.


BALANCE MOLECULAR

Donde:

np = Moles producidos dentro del volumen de control
ni = Moles iniciales dentro del volumen de control
nf = Moles finales dentro del volumen de control

Recordando la Ley de Gases Reales:


Sustituyendo estos valores de n y la ecuación de volumen de poros disponibles en la ecuación planteada para balance molecular, obtenemos la Ecuación General de Balance de Materiales para Yacimientos de Gas:



Donde ce se refiere a condiciones estándar.

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