Balance de Materiales

Lista de Ecuaciones: 1. Ecuación General de Balance de Materiales (EBM) 2. EBM para yacimientos bajosaturados entre Pi y P burbujeo 3. EBM para yacimientos de gas 4. Ecuación de Darcy para flujo radial 5. Ecuación de relación gas/petróleo total (gas en solución más gas libre) 6. Ecuación de flujo fraccional de agua en función de tasas 7. Ecuación de porcentaje de agua dentro de la corriente total de líquidos producidos 8. Ecuación generalizada de flujo fraccional de agua 9. Ecuación de tiempo de producción estimado para cada etapa de agotamiento 10. Ecuación para cálculo del caudal de cualquier fluido durante prueba de producción 11. Ecuación de relación gas/petróleo acumulada 12. Ecuación de relación gas/petróleo instantánea Fuente: Efraín E. Barberii Martín Essenfeld Yacimientos de hidrocarburos Tomo III Reservas: explotación Producción: utilización de pozos y abandono

Factores de extracción y relación pozo/yacimiento Se define como factor final de extracción o factor de recuperación final aquel porcentaje o fracción de los volúmenes de hidrocarburos en sitio (VHES) que se espera haber producido para el momento en que se abandone la explotación de la acumulación. Si el factor de extracción se expresa como fracción (aunque también es común expresarlo como porcentaje), la reserva inicial es simplemente el volumen obtenido al multiplicar el volumen original en sitio por el factor de extracción final anticipado o factor de recuperación final: Esta definición es sumamente genérica y conduce al estimado de las reservas remanentes en cualquier momento de la explotación: Debe quedar claro que las definiciones de volumen original en sitio, factor de extracción y reservas se aplican a las acumulaciones o yacimientos completos (no a pozos individuales). Sin embargo, no es menos cierto que aunque se pueden estimar las reservas de una acumulación sin que se tenga

Consideraciones generales Una vez que se tiene disponible un estimado confiable de hidrocarburos originalmente en sitio (POES, GOES y COES) queda entonces claro que estimar las reservas iniciales totales de cualquier yacimiento es un proceso sistemático que requiere calcular a su vez el factor de extracción o recuperación final que se anticipa pueda lograrse de la acumulación. Como se ha indicado, el mismo está vinculado a las fuentes de energía disponibles y su aprovechamiento y, además, exige un Plan de Producción. Relación de las reservas con los pronósticos de producción Conceptualmente, se debería pensar que para cada barril de Reservas Probadas debe existir un Plan o Pronóstico de Producción. Aunque esta es la situación ideal, generalmente no ocurre en la práctica. En muchos casos, se conoce con certeza el volumen de hidrocarburos en sitio, y se procede a estimar un factor de extracción coherente con las fuentes de energía para luego calcular reservas probadas (volumen en sitio m

Además de los criterios estándar utilizados mundialmente para la clasificación de las reservas en términos de razonable certeza y condiciones técnicas y económicas existentes, en Venezuela y otros países se usan algunas subclasificaciones adicionales, para lograr un seguimiento mas detallado de los volúmenes de hidrocarburos existentes en el país. Reservas Probadas Cantidad de condensado, petróleo crudo, bitumen, gas natural y sustancias asociadas estimadas con razonable certeza, recuperables comercialmente de yacimientos conocidos, de acuerdo con la información geológica y de ingeniería disponible para un momento determinado. La utilización del termino razonable certeza indica un alto grado de certidumbre (mayor al 90%). Reservas Probables Cantidades estimadas de condensado, petróleo crudo, bitumen, gas natural y sustancias asociadas atribuibles a acumulaciones conocidas, en las cuales la información geológica y de ingeniería indica un grado de menor certeza en su recuperación, compa

La simulación numérica de yacimientos ha sido una herramienta clave en la toma de decisiones de la administración moderna de yacimientos, ya que, nos permite maximizar las ganancias obtenidas de un yacimiento mientras que se minimizan las inversiones y los costos de la operación. Surgió en los años 60 y evolucionan a medida que surgen nuevos avances tecnológicos numéricos y computacionales con el fin de resolver las ecuaciones en derivadas parciales, altamente no lineales, que describen el comportamiento y transporte de los fluidos dentro de un yacimiento petrolero. Luego de modelar numéricamente el yacimiento, se procede a buscar las diversas opciones acerca de cómo será el desarrollo y explotación del yacimiento, se evalúa cada una de estas opciones y se toma la decisión de la opción que mejor cumpla con los objetivos de la administración de yacimientos, es decir, maximizar la producción y minimizar los costos. Las etapas que se deben seguir para el modelado numérico de un yacimiento

PERFORM Ingenieros de todo el mundo han mejorado su productividad y utilidades con PERFORM, una aplicación económica para análisis de pozos que se ha convertido en el estándar mundial para análisis NODAL. Algunas áreas en las que PERFORM le puede ayudar son: • Predicción de la carga de la columna de líquidos en pozos en producción. • Mejora del diseño de completamientos. • Simulación de Redes de Pozos, incluyendo pozos de capas múltiples y multilaterales. • Simulación de inyección de gas/agua. • Optimización/Diseño de sistemas de levantamiento por inyección de gas Predicción de problemas de aseguramiento de flujo (Scale/Hydrate) en el pozo/líneas de producción, tanto para pozos costa afuera como en tierra. • Análisis de gradiente de presión, cálculos de velocidad de la sarta/tubos de producción enrollados • Evaluación de potencial de pozos verticales u horizontales. • Modelamiento de pozos fracturados de forma natural o hidráulica. • Predicción del rendimiento de un pozo en formaciones

El método más utilizado para calcular y estimar las reservas es el uso de las curvas de declinación de producción. Esta estimación se basa en graficar el tiempo como variable independiente en el eje de las abscisas, y en el eje de las ordenadas la variable dependiente (la tasa de producción de petróleo, la presión o la fracción de agua producida) y luego extrapolar el comportamiento de la curva de producción. La declinación de producción de un pozo es la disminución progresiva y continua de la tasa de producción de un pozo a medida que disminuye el factor Ko*∆P/µo de manera continua, lo que nos indica el aumento del agotamiento del área de drenaje. Si bien, para definir la producción de un conjunto de pozos, se realiza la sumatoria de la producción de cada pozo por separado, para este criterio no se puede aplicar el mismo concepto, ya que, en un periodo de tiempo, en un yacimiento, pueden o no mantenerse constante el número de pozos activos; por lo que, éste concepto será utilizado úni

Tecnología Exclusiva de Roxar.-RMSflowsim-. RMSflowsim es un simulador de petróleo negro completamente integrado dentro del ambiente IrapRMS. Ofrece modelado confiable del flujo de fluidos compresibles en el yacimiento, así como una amplia gama de opciones de control de pozos y grupos,reflejando escenarios reales de desarrollo. Beneficios • Mejora la eficiencia y la velocidad realizando todas las actividades dentro del mismo programa de modelado de yacimientos. • Mejora los datos de entrada precalificando los modelos estáticos que serán transferidos a simuladores disponibles en el mercado. • Visualiza información y resultados de los modelos estático y dinámico en el mismo multi-visualizador. • Mejora la integración de disciplinas en los equipos de trabajo. • No requiere transferencia de datos. • Mejora la predicción en el yacimiento. RMSflowsim fue diseñado para geólogos e ingenieros de yacimientos que trabajan en ambientes de equipos multidisciplinarios. Compartir un mismo modelo de d

Tecnología Exclusiva de SPT GROUP.- MEPO-. MEPO representa un cambio en el esquema de trabajo de Ingeniería de Yacimientos. Es una herramienta para el ajuste histórico asistido. MEPO trabaja en perfecta armonía con cualquier simulador de yacimientos y es muy fácil de manejar. Es capaz de realizar el ajuste histórico del yacimiento de forma mucho más rápida que la forma tradicional (manual). Se ahorra el 70% del tiempo que está usando actualmente para ajuste histórico. Es capaz de encontrar soluciones alternativas para el problema del ajuste histórico. Puesto de una manera simple, el ajuste histórico es la búsqueda de la solución matemática que nos da una respuesta a un número, o serie de números, predefinidos deseados; por ejemplo, tasa de producción de petróleo, gas o agua en el campo o pozo. MEPO, es la solución para todas las compañías de petróleo con retos asociados a ajuste histórico, pronósticos de pro- ducción y manejo de incertidumbre. Siempre se ha reconocido que el mejor cote

La mayor parte de los recursos de petróleo del mundo corresponde a hidrocarburos viscosos y pesados, que son difíciles y caros de producir y refinar. Por lo general, mientras más pesado o denso es el petróleo crudo, menor es su valor económico. Las fracciones de crudo más livianas y menos densas, derivadas del proceso de destilación simple, son las más valiosas. Los crudos pesados tienden a poseer mayores concentraciones de metales y otros elementos, lo que exige más esfuerzos y erogaciones para la extracción de productos utilizables y la disposición final de los residuos. Con la gran demanda y los altos precios del petróleo, y estando en declinación la producción de la mayoría de los yacimientos de petróleo convencionales, la atención de la industria en muchos lugares del mundo se está desplazando hacia la explotación de petróleo pesado. El petróleo pesado promete desempeñar un rol muy importante en el futuro de la industria petrolera y muchos países están tendiendo a incrementar su p

El siguiente texto forma parte de un artículo publicado en la revista Oilfield Review, Autumn 2008 - Volumen 20, Número 2 por la empresa Schlumberger, para mayor información sobre este tema visitar el artículo original a través del enlace publicado al final. Si bien hoy en día se observa un rápido crecimiento del consumo de gas natural, los hallazgos de gas no siempre han sido considerados favorables por sus descubridores. Durante gran parte del siglo XX, los mercados del gas natural se vieron restringidos por los precios bajos y la sobreoferta. El gas que no se podía vender, era quemado por antorcha o reinyectado en pozos de inyección de gas para desplazar el petróleo o mantener la presión de los pozos. Esas actitudes han cambiado al aumentar el énfasis aplicado al control de la contaminación. El gas natural es el combustible fósil de más baja contaminación. Los niveles potenciales de emisión de azufre, nitrógeno y sustancias en partículas, provenientes del gas natural, son varios ór

Por lo general, el flujo proveniente de las cercanías del pozo es la causa más crítica, pero dado que está relacionada con la completación del pozo permite también más oportunidades para el tratamiento . Este flujo puede estar provocado por diversos factores, por ejemplo: adherencia deficiente del cemento, cavernas formadas por la producción de arena, flujo de petróleo reducido debido a daños de la formación y estimulaciones frecuentes. Haz click en la imagen para ampliar 1.- Adherencia deficiente del cemento: Existen diversas razones que provocan el deterioro de la adherencia del cemento; por ejemplo, la exposición a condiciones adversas de temperatura, presión y eventualmente aguas sulfatadas. Esto ocurre con mayor frecuencia si se han producido problemas durante la cementación primaria, como zonas de baja presión, migración de gas, o diseño deficiente de caños lavadores y espaciadores. 2.- Cavernas formadas por producción de arena: Las arenas friables y poco consolidadas pueden derr

El control de la producción de agua constituye un importante desafío para los ingenieros de yacimiento y de reacondicionamiento de pozos. Para reducir el corte de agua e incrementar la vida útil del pozo, se utilizan diversas técnicas. La clave para encontrar una solución satisfactoria consiste en definir el origen del agua y evaluar su contribución en la producción de petróleo. El agua producida se puede considerar beneficiosa o perjudicial. El agua beneficiosa barre un volumen de petróleo y arrastra con ella una cantidad substancial de crudo. El volumen de agua beneficiosa está determinado por el costo de su eliminación. Por el contrario, el agua perjudicial inhibe la producción de petróleo, si bien por lo general, se la puede reducir si se logra identificarla. En algunos casos se realizan interpretaciones erróneas, y se diagnostica la elevación del contacto agua–petróleo, lo cual puede provocar el abandono prematuro del yacimiento. El origen del agua perjudicial puede estar dado p

La evaluación económica tiene como objetivo fundamental proveer un elemento cuantitativo muy importante para la toma de decisiones. La evaluación económica maneja exclusivamente el modelo económico de la inversión, que es solo una sucesión temporal de flujos de caja (El flujo de caja no es más que el movimiento del efectivo durante el tiempo de operación). Las sumas de dichos flujos y su escalonamiento en el tiempo determinan el posible atractivo económico del yacimiento. Para realizar la evaluación económica de un yacimiento es necesario evaluar el área petrolífera, ya sea porque se quiere comprar, participar en una licitación o conocer el valor de las reservas. Para lograr esto se evalúa cada área en distintos escenarios de reservas: - Reservas Desarrolladas - Reservas Probadas - Reservas Probables - Reservas Posibles Las reservas son importantes para una empresa petrolera, ya que sino existen reservas o la calidad del sistema es muy baja, entonces el yacimiento no posee importancia

Caracterizar apropiadamente un yacimiento puede mejorar dramáticamente su desarrollo y su productividad. La metodología de caracterización se desarrolla en dos etapas; una etapa de caracterización estática y otra de caracterización dinámica. En la primera se define las características físicas del volumen de roca a condiciones estáticas, mientras que en la segunda se describe la interacción de los fluidos dentro del volumen de roca a condiciones dinámicas. Modelo Estático : En esta etapa se define la geometría del yacimiento y se describen los parámetros petrofísicos. Modelo Dinámico : Esta etapa analiza la interacción dinámica roca-fluido del yacimiento; el propósito fundamental es desarrollar metodologías que permitan comprender de una manara integral como se desplazan los fluidos en el sistema poroso (roca). Tales parámetros servirán para alimentar los modelos de simulación numérica de yacimientos. (PVT, curvas de permeabilidad, presiones capilares, pruebas de presión, etc.). Modelam

Mas frecuentes que los acuíferos confinados perfectos son los acuífero semiconfinados . Son acuíferos a presión (por tanto entrarían en la definición anterior de acuíferos confinados), pero que alguna de las capas confinantes son semipermeables, acuitardos, y a través de ellas le llegan filtraciones o rezumes (en inglés: leaky aquifers). Los acuitardos son una formación geológica que contiene agua en cantidad apreciable pero el agua circula a través de ella con dificultad. Se puede observar en la figura adjunta un acuífero libre y uno semiconfinado separados por un acuitardo. Se aprecia que el nivel del agua en el libre es mas alto que en el sondeo que corta el acuífero profundo. Por tanto, aunque la permeabilidad del acuitardo sea muy baja, se producirá un flujo de agua a través del mismo hacia abajo. Si el sistema se mantuviera estable, sin alteraciones desde el exterior durante el tiempo suficiente, el flujo a través del acuitardo equilibraría los niveles, la superficie freática y

Continuando con las descripciones hechas en el artículo anterior, se puede decir que la superficie virtual formada por los puntos que alcanzaría el agua si se hicieran infinitas perforaciones en el acuífero, se denomina superficie piezométrica , y en un punto concreto, en un pozo, se habla de nivel piezométrico . Si se perfora un sondeo y la perforación alcanza la superficie freática de un acuífero libre, el nivel del agua en la perforación permanece en el mismo nivel en que se cortó. Es tan simple como cuando en la playa abrimos un hoyo con las manos, y en el fondo aparece agua , ya que la arena de la playa está saturada hasta el plano del nivel del mar. En cambio, cuando una perforación alcanza el techo de un acuífero confinado, el nivel del agua dentro de la perforación puede subir varios metros. Cuando la superficie piezométrica está por encima de la superficie topográfica, se producen los sondeos surgentes. La surgencia no es un indicador de la productividad de la captación: un s

La palabra acuífero proviene del latín fero, que significa llevar. En términos geológicos es una formación rocosa que contiene agua en cantidad apreciable y que permite que circule a través de ella con facilidad. En los acuíferos libres el agua se encuentra rellenando los poros o fisuras por gravedad, igual que el agua de una piscina llena el recipiente que la contiene. La superficie hasta donde llega el agua se denomina superficie freática ; cuando esta superficie es cortada por un pozo se habla del nivel freático en ese punto. En los acuíferos libres se habla de espesor saturado , que será menor o igual que el espesor del estrato o formación geológica correspondiente. En los acuíferos confinados el agua se encuentra a presión, de modo que si extraemos agua de él, ningún poro se vacía, la extracción procede de la descompresión del agua y en menor medida de la compresión de la matriz sólida. Si esa compresión del acuífero es notoria y no es reversible, llegarán a producirse asenta

Tecnología Exclusiva de Halliburton. -Nexus-. Simulación Rápida Genera resultados cinco veces más rápido que otros simuladores de yacimientos existentes en el mercado. Mayor precisión en los pronósticos de producción Resuelve las ecuaciones de subsuelo y superficie simultáneamente dentro de un único modelo acoplado de red lo cual genera resultados mucho más precisos. Imagen 1.-Nexus® ofrece reducciones considerables en tiempos de corrida para simulaciones full-field con uno o más yacimientos conectados a una sola red de superficie si se compara con lo que tradicionalmente ofrecen otros simuladores de yacimientos. Principales Atributos Formulación de Balance de Volumen Utiliza una formulación de balance de volumen que funciona efectivamente utilizando la configuración mínima que trae el simulador por defecto. Adicionalmente, preserva el componente de masa en cada paso de tiempo, logrando convergencia con pocas iteraciones y alcanzando una velocidad sin precedentes en la simulación. For

Las fracturas juegan un papel importante en el comportamiento de flujo de muchos yacimientos. Con el propósito de entender el efecto de las fracturas, se debe ser capaz de: • Predecir localmente la densidad de fractura • Predecir cuales fracturas tienen mayor posibilidad de contribuir al flujo • Asignar propiedades dinámicas a las fracturas en una manera que sea consistente con las observaciones Densidad de Fractura La ubicación de las fracturas puede ser identificada mediante mapas de densidad de fractura. Estos mapas pueden ser determinados por varios métodos diferentes, incluyendo: • Proximidad a la falla • Curvatura • Modelos de esfuerzo/deformación Es posible usar diferentes modelos, dependiendo del tipo de fractura u orientación, condiciones de borde para el esfuerzo, etc. En muchos casos el modelado puede proseguir directamente a determinar la permeabilidad efectiva, pero en otros casos puede resultar útil construir una red discreta de fractura. Figura 1: Campo de esfuerzo (col

La extracción de hidrocarburos o la inyección de fluidos o gas en un yacimiento modifica los esfuerzos de la roca y el entorno geomecánico: inducen potencialmente la compactación y subsidencia, afectan la integridad del pozo y de la terminación, alteran la integridad de la capa de roca y la falla-sello, modifican el comportamiento de la fractura y la recuperación térmica, y afectan la disposición del CO2 y el almacenamiento de gas. Un modelado geomecánico adecuado permite prevenir estos problemas, cuya resolución podría ser costosa. La geomecánica y el compor­tamiento del reservorio están estrechamente vinculados: las presiones en el yacimiento y la producción/inyección afectan los esfuerzos y desplazamientos en el reservorio y las rocas adyacentes. Esto a su vez altera las propiedades (porosidad, permeabilidad, etc.) que afectan el rendimiento del reservorio y de los pozos individuales. Esta respuesta compleja puede modelarse empleando técnicas numéricas de avanzada, y algunas de las

EVALUACION DE LA EFICIENCIA DE SOLVENTES EN LA REMOCION DEL BANCO DE CONDENSADO Este estudio describe el montaje experimental y las pruebas realizadas en el laboratorio para simular las condiciones de un yacimiento de gas condensado por debajo del punto de burbuja usando tres diferentes composiciones sintéticas de gas condensado. Metanol, Propanol y cloruro de metileno son los solventes usados para remover el banco de condensado y mejorar la permeabilidad efectiva al gas en la cara del núcleo. Ellos son inyectados en areniscas Berea con propiedades petrofísicas similares con el fin de comparar el grado de eficiencia en la remoción del banco de condensado. Los experimentos muestran que los tres solventes mejoraron la permeabilidad efectiva al gas después de remover el banco de condensado; sin embargo el metanol fue el solvente más eficiente para remover el banco de condensado, mientras el cloruro de metileno mostró los valores más bajos de permeabilidad efectiva al gas indicando menor e

Desarrollo de Programas Computacionales para Analizar Sistemas Básicos de Producción en Pozos de Petróleo Este reporte detalla el procedimiento seguido para desarrollar programas computacionales para analizar sistemas de producción, básicos e integrados, en pozos de petróleo. Al principio se resalta la necesidad de este tipo de investigaciones. Mediante un estudio estadístico se clasifican las condiciones técnicas bajo las que operan las compañías petroleras en el oriente ecuatoriano; con base en esto y en varios estudios comparativos presentados anteriormente, se seleccionan las correlaciones más apropiadas a implementarse para calcular las propiedades PVT (Presión Volumen Temperatura) de fluidos, el IPR (Comportamiento de Afluencia) del pozo, y la caída de presión del flujo bifásico vertical y horizontal. Posteriormente, se selecciona el lenguaje y sistema computacional más conveniente para implementar los algoritmos desarrollados. El diseño del programa computacional es tal, que lue

Procesamiento y Propiedades Termofísicas en la Industria del Gas y Petróleo 1. Energía y Petróleo. Perspectiva histórica. Producción costos y mercados de hidrocarburos. Los hidrocarburos en el mercado de combustibles y como materia prima petroquímica. Situación mundial de producción y precios. Gas Natural. Etano. Gas Licuado. Gasolina (nafta). Los derivados petroquímicos . Lista de productos líderes. Árboles de derivados petroquímicos del metano, etileno, nafta (gasolina), ejemplos. Situación actual de la industria petroquímica, las crisis energéticas y la maduración de la industria petroquímica. Plásticos, definiciones, termoplásticos, elastómeros, fibras, termorígidos. Gas y petróleo en la Argentina. Principales yacimientos de gas y petróleo de Argentina y el mundo. 2. Hidrocarburos. Origen y propiedades. Naturaleza química, tipos de enlaces, parafina, olefinas y aromáticos. Constantes físicas de los hidrocarburos. Bases de Datos. Ecuación de Estado de van der Waals: Soave

Al estudiar el aspecto económico de las reservas de hidrocarburos, la capacidad de producción estimada se debe evaluar con respecto al capital invertido y a los costos operativos. Por lo que una evaluación muy precisa de las reservas recuperables resulta de fundamental importancia para determinar la viabilidad económica del potencial yacimiento. El cálculo de las reservas totales en sitio y la predicción de las reservas recuperables dependen de la confiabilidad de los datos utilizados y constituye un elemento primordial durante las etapas iniciales del proyecto, cuando muchas veces se dispone sólo de un mínimo de información. Los perfiles eléctricos, el análisis de núcleos, los estudios PVT y las pruebas de producción son fundamentales para los primeros modelos económicos. El diseño de las instalaciones de producción en la superficie depende de las propiedades de los fluidos, determinadas a partir de las muestras obtenidas en pozos exploratorios y de evaluación. Si estas muestras propo