Le doy la mas cordial bienvenida a todos los usuarios del siguiente blog, llamado "Saberes de todos" en especial a los estudiantes de las siguientes asignaturas de ingeniería de producción II y reacondicionamiento de pozos correspondientes al área de Ingeniería de Petróleo y Gas de la Unefa extensión el Socorro estado Guárico. Por medio del siguiente medio interactivo vamos a compartir los conocimientos, lo que permitirá tener un mejor crecimiento personal y profesional. Las opiniones, posturas o argumentos deben estar basados en las asignaturas antes mencionadas y deben estar enmarcadas en la realidad correspondiente a lo debatido en clase o algún apoyo bibliográfico que se maneje. Por otra parte les informo que se discutirán puntos referentes a la producción de hidrocarburo por flujo natural y la producción por métodos artificiales, así como tambien se estará tratando de temas referentes a perforación, daños causados por perforación y cementación de pozos, pruebas de pozos, cementación primaria y secundaria.
Espero el comentario de todos desde el primer hasta el ultimo día de clases....
Saludos Profe, me pareció muy interesante la clase sobre todo lo relacionado con las curvas de oferta y demanda que nos permiten hacer un análisis del comportamiento de producción de los pozos y determinar la forma más adecuada de maximizar el factor de recobro de los yacimientos y tomar medidas para garantizar en lo posible la vida productiva de los yacimientos
ResponderEliminarMuy buenos dias profesora; con relación a la clase de completación me parece de vital importancia ya que nosotros como futuros ingenieros debemos manejar a cabalidad este tema en particular porque la completación de un pozo representa la concreción de muchos estudios que tienen como objetivo la obtención de hidrocarburos. La elección y el adecuado diseño de los esquemas de completación de los pozos perforados, constituyen parte decisiva dentro del desempeño operativo, productivo y desarrollo de un Campo.
ResponderEliminarSaludos profe; las clases son muy interesantes ademas estan buenisimas usted es una de las mejores profes que hay en la Uni... Cabe destacar que pues tengo algunas dudas en cuanto a los temas que se estan manejando y una de ellas es que bajo que condiciones yo como futuro ingeniero voy a elegir un sistema de Bombeo mecánico ????
ResponderEliminarUnidad I: Conceptos fundamentales
ResponderEliminarTALADRO DE PERFORACION: Es una estructura grande que soporta el piso de la instalación de todo el equipo que se va a utilizar para perforar un pozo. Además provee un espacio debajo de la estructura para instalar válvulas especiales, que se utilizan para controlar el pozo en caso de que se produzca en reventon.
MECHAS DE PERFORACION: Es una herramienta fundamental en el proceso de perforación ya que la que se utiliza para perforar el pozo. Su buen desempeño dependerá del estado físico, el peso que se ejerce sobre la mecha y de la velocidad de rotación aplicada sobre la misma. El tipo de mecha a utilizar va depender del tipo de formación y de la profundidad a perforar.
¿PORQUE SE EJERCE PESO SOBRE LA MECHA?
Para ejercer más presión cuando se tienen zonas de mayor compactación, para hacer que la mecha pueda penetrar con mayor facilidad, es estos casos se usan comúnmente las lastra barrenas.
PERFORACIÓN: es un proceso físico que se lleva a cabo para explorar hoyos o pozos desde la superficie hasta el yacimiento, con el objetivo de extraer sus fluidos. La profundidad va a depender de la región a la cual se encuentra la estructura geológica o de la formación seleccionada con la posibilidad de contener petróleo.
COMPLETACIÒN: es un conjunto de trabajos que se realiza en un pozo, a barca desde la terminación de la perforación un pozo hasta que se instala a la producción. Esto con el objetivo de dejarlos en condiciones optimas para producir los fluidos de la formación, para ser destinados a otros usos.
FLUIDOS DE PERFORACIÓN: es una mezcla de sustancia físicas y químicas con características apropiadas, las cuales facilitan y ayudan hacer más rápida la perforación de un pozo.
CEMENTACIÓN DE POZOS: es un procedimiento que consiste en colocar una lechada de cemento entre la tubería de revestimiento y las paredes del hoyo. Con el objetivo de evitar derrumbes en la formación, la comunicación entre distintas arenas productoras, evitar la contaminación de los niveles freáticos, entre otros.
TUBERÍAS DE PRODUCCIÓN: son tuberías de aceros que se utilizan para extraer los hidrocarburos desde el yacimiento hasta la superficie, estas tuberías tienen un tiempo de vida útil, lo cual va a depender de las características del yacimiento, tipo de fluido y método de producción. Por lo que pueden ser reemplazadas durante la vida productiva del pozo.
REVESTIDORES: son tuberías que presentan diferentes secciones las cuales se utilizan para proteger las formaciones, aislar las zonas problemáticas de presiones anormales o subnormales, a demás para evitar la erosión del pozo durante la perforación. Los revestidores se colocan es varias secciones dependiendo de la profundidad del pozo. Estos reciben el nombre de: revestidor superficial, intermedio y de producción.
NORELIS AÑAZCO C.I 18407493
Buenas noches profesora Chasoy, con respecto a la asignatura Ingeniería de Producción II, uno de los saberes que deberíamos tener más en consideración los futuros ingenieros en petróleo son el conocimiento de los métodos de levantamiento artificial, los cuales vamos a utilizar cuando ya el pozo no fluya por flujo natural, entre estos tenemos:
ResponderEliminarLevantamiento Artificial por Gas: Este consiste en adicionar gas a los fluidos del pozo para disminuir su densidad y con esto reducir las pérdidas de presión en la tubería
Bombeo Mecánico:consiste en la instalación de una bomba de subsuelo de acción reciprocante que es abastecida con energía trasmitida a través de una sarta de cabillas; esta energía proviene a su vez de un motor eléctrico o de combustión interna el cual moviliza la unidad de superficie mediante un sistema de engranajes y correas. El movimiento rotativo en la unidad de superficie se convierte en movimiento reciprocante en el subsuelo.
El bombeo mecánico se fundamenta en la aplicación de una fuerza torsional, que convierte el movimiento rotacional del motor-caja de engranaje en movimiento reciprocante, a través del sistemas de bielas-manivelas; Con el propósito de accionar una bomba de subsuelo reciprocante, mediante una sarta de cabillas.
En conclusión se tiene que el funcionamiento del bombeo mecánico consiste en una bomba que se baja dentro de la tubería de producción, la cual es accionada por medio de unas varillas que transmiten un movimiento desde el aparato de bombeo que consta de un balancín. La principal dificultad que presenta la implementación de este método es el hecho de que no puede ser utilizado a grandes profundidades debido a las grandes extensiones de varillas que deberían usarse.
Bombeo de Cavidad Progresiva (BCP)
Cuando el yacimiento tiene la suficiente energía, llámese presión, para levantar estos fluidos hasta la superficie, se dice que el pozo produce en forma natural. Cuando esto no es posible, es decir, el yacimiento solo tiene la presión necesaria para levantar los fluidos hasta cierto nivel dentro del pozo, es necesaria la instalación de un sistema de levantamiento artificial, que adicione presión para poder llevar los fluidos hasta la superficie.
El bombeo electrosumergible: Se considera un método de levantamiento artificial que utiliza una bomba centrífuga ubicada en el subsuelo para levantar los fluidos aportados por el yacimiento desde el fondo del pozo hasta la estación de flujo.
La técnica para diseñar las instalaciones de bombeo electrosumergible consiste en: seleccionar una bomba que cumpla los requerimientos de la producción deseada, de asegurar el incremento de presión para levantar los fluidos, desde el pozo hasta la estación, y escoger un motor capaz de mantener la capacidad de levantamiento y la eficiencia del bombeo.
Con respecto al índice de productividad: es la razón de la tasa de producción, en barriles fiscales por día a la presión diferencial (pe-pw) en el punto medio del intervalo productor, y se denomina índice de productividad J.
Tengan un buen día profesora Chasoy, compañeros de Blog y demás lectores, en relación a la asignatura Reacondicionamiento de pozos, quisiera hacer mi comentario sobre las funciones de los tipos de revestidores, los cuales se encargan de las siguientes:
ResponderEliminar- El revestidor conductor de ser el tubo guía de diámetro grande que se coloca a profundidades someras, cementada hasta superficie o lecho marino, y es la primera tubería de revestimiento.
-El revestidor de superficie protege las formaciones superficiales de las condiciones de perforación más profundas.
- El revestidor intermedio proporciona integridad de presión durante las operaciones de perforación subsecuentes y protege las formaciones de alto peso con lodo.
- A través del revestidor de producción se completa, produce y controla el pozo durante toda su vida productiva y en la cual se pueden llevar a cabo muchas reparaciones y completaciones.
Jenny Bermúdez Sección IP - M1
Buenos días, tengas todos los seguidores de este blogs.
ResponderEliminarEste es mi comentario de la segunda clase de REACONDICIONAMIENTO DE POZOS, referente a los:
EQUIPOS DE COMPLETACION.
Estos equipos se dividen en:
1.) Equipos de subsuelo, que incluye:
-sarta de producción
- tubería de producción.
-empacadura de producción
-niples
-tapones
-mangas
-camisa de circulación
2.) Equipos de superficie, que incluye:
El cabezal del pozo
EQUIPOS DE SUBSUELO:
Sarta de producción: son tuberías que constituyen arreglos tubulares y equipos de fondos, estos arreglos van des los más sencillos hasta los más complejos, los cuales su uso va a depender del tipo de perforación que se está realizando.
Tubería de producción: son tuberías que se utilizan para producir el pozo, los tipos de acero de las tuberías son: acero al carbono, utilizado en ambientes donde no se espera corrosión; acero inoxidable y acero cromado utilizados en ambientes corrosivos.
De acuerdo al grado de acero, los más utilizados son: J-65, C-75, C-95, C-98, N-80 y P-105.
Empacadura de producción: es una herramienta que sirve de sello entre la tubería de producción y el revestidor de producción, para evitar el movimiento de los fluidos, a demás permite aislar las perforaciones cuando se produce varias arenas en un solo pozo. Existen diferentes tipos de empacaduras, las cuales se subdividen de acuerdo a métodos de asentamiento, dirección de presión y numero de orificios a través de la empacadura. De esta manera se tienen: empacaduras permanentes y permanentes- recuperables.
Niples: son dispositivos que van insertados en la tubería de producción, los cuales son diseñados para controlar la producción de la tubería. Antes de colocar los niples se baja un equipo, que va cortando hasta obtener el diámetro deseado.
Tapones: se utilizan para taponar la tubería de producción, mientras se realizan trabajos de mantenimientos y reparaciones en el subsuelo. Estos son utilizados en función de las presiones con las que se están trabajando los fluidos.
Mangas: son equipos de comunicación o separación, que están instalados en la tubería de producción. Entre las funciones que cumplen estos dispositivos están: matar pozos, es decir suministrar la presión necesaria para que el pozo deje de producir. Lavar arena, traer pozo a producción y producción de pozos en múltiples zonas.
Camisa de circulación: son diseñas para facilitar la comunicación entre el anular del revestidor y la tubería, permitiendo la circulación del pozo, para sí controlar las presiones en el fondo.
EQUIPOS DE SUPERFICIE
Cabezal del pozo: comprende todos los dispositivos que se encuentran la parte superior del pozo, su uso va a depender de la carga a soporta y a la presión a la que van a ser sometidos. Se dividen en dos partes fundamentales que son los colgadores del revestidor y los colgadores de tubería de producción.
NORELIS AÑAZCO C.I 18.407.493
ANYI CHASOY. DICE:
ResponderEliminarSE LES RECUERDA QUE EL PARCIAL DE REACONDICIONAMIENTO DE POZOS SE APLICARÁ EL 25 DE NOVIEMBRE... UN PARCIAL ES A LAS 10:40AM Y EL OTRO PARA LAS 6:00PM... EN CASO DE NO ASISTIR PARTIPARLO CON TIEMPO Y ESTAR PENDIENTE DE LA PUBLICACIÓN DE LA FECHA EN LA QUE SE ESTARÁ DANDO LA RECUPERACION.
HONOR A QUEN HONOR MERECE....... FELICITACIONES PROF POR DARNOS CADA DIA ESA FORTALEZA PARA CONTINUAR ADELANTE CON SUS SABIOS Y EXCELENTES CONOCIMIENTOS Q NOS IMPARTE MEDIANTE ESAS CLASES AMENAS Y DIDACTICAS DE CADA SEMANA. EL VERDADERO PROFESIONAL SE CONTRUYE CADA DIA CON TECNICAS DE APRENDIZAJE Q TRANSMITE UNA VERDADERA INGENIERA CON GRAN ETICA PROFESIONAL COMO USTED. USTED SI NOS HA MOTIVADO A TENER MAYOR SENTIDO DE PERTENENCIA Y AMOR POR NUESTRA CARRERA. NO LA DEFRAUDAREMOS PORQUE USTED ES NUESTRO EJEMPLO A SEGUIR!!!!!!!!!!!!!!!! EXITOSSSSSSSSS Y QUE DIOS LA BENDIGA POR SIEMPRE.
ResponderEliminarATTE, DANIEXIS MONTERO. CI.19701225
SECCION"IG-V2"
Con respecto a comentarios de las clases corespondientes a nuestro primer parcial: CADA CONTENIDO ES DE GRAN IMPORTANCIA DADO QUE LA MATERIA DE REACONDICIONAMIENTO DE POZOS CONTITUYE UN EJE FUNDAMENTAL PARA NUESTRA CARRERA.
ResponderEliminarLA UNIDAD 1: CONTIENE LOS CONCEPTOS BASICOS REFERENTES A LOS COMPONENTES INDISPENSABLES EN EL PROCESO DE PERFORACION;(TALADRO DE PERFORACION, MECHAS DE PERFORACION, FLUIDOS DE PERFORACION, REVESTIDORES, TUBERIA DE PRODUCCION, COMPLETACION DE PÒZOS, PERFORACION Y CEMENTACION DE POZOS).TODOS VAN DE LA MANO CON EL OBJETIVO DE HACER EL PROCESO DE PERFORACION DE FORMA EFICAZ.
DE IGUAL FORMA ES IMPORTANTE DESTACAR QUE LA INDUSTRIA PETROLERA LA CONSTITUYEN DIVERSAS FASES O ETAPAS;
1.EXPLORACION.
2.PERFOCACION.
3.REVESTIDORES.
4.CEMENTACION.
5.YACIMIENTOS.
6.COMPLETACION-CAñONEO.
7.PRODUCCION.
8.TRATAMIENTO DE HIDROCARBUROS.
9.REFINACION.
CADA UNA DE LAS FASES O ETAPAS HACE QUE EL AMBITO DE LA INDUSTRIA PETROLERA SEA MUY COMPLEJA, PERO DE GRAN SIGNIFICADO PARA EL DESARROLLO SATISFACTORIO DE NUESTRO PAIS.
NOTAS DE GRAN INTERES:
-Durante la Perforacion, la mecha atraviesa diferentes tipos de estratos antes de llegar a la profundidad deseada. Cada uno de estos estratos asociado a los parametros fisicos como: fluidos, dureza, porosidad, presion, buzamiento, etc., SON LOS QUE HACEN DEL PROCESO DE PERFORACION UN CONSTANTE RETO.¨
-Una vez que el hoyo es perforado hasta la profundidad deseada, la sarta de perforacion es removida del fondo para iniciar el proceso de bajada del REVESTIDOR y su posterior CEMENTACION.
-Los revestidores: Son tuberias especiales que se introducen en el hoyo perforado y luego se cementan para lograr la proteccion de este y permitir posteriormente el FLUJO DE FLUIDOS DESDE EL YACIMIENTO HASTA LA SUPERFICIE.
-EXISTEN 3 TIPOS DE REVESTIDORES:
.REVESTIDOR SUPERFICIAL: Previene los derrumbes de los sedimentos no consolidados, mas debilitados, que se hayan proximos a la superficie.
.REVESTIDOR INTERMEDIO: Es utilizada para proteger las formaciones de altos pesos de lodo y evitar las contaminaciones del fluido de perforacion cuando existan zonas mas profundas.
.REVESTIDOR DE PRODUCCION: Es el que esta o puede estar en contacto directo con el fluido. Aisla la zona productora de las demas formaciones.
CONTINUO COMENTANDOLES, PORQUE ESTE BLOGS ES MUY ATRACTIVO PARA MANTENER FRESCOS Y ACTIVOS LOS CONOCIMIENTOS ADQUIRIDOS EN LA MATERIA DE REACONDICIONAMIENTO DE POZOS Y CULTURA GENERAL PARA NUESTRA CARRERA DE INGENIERIA.
ResponderEliminarREFERENTE A LA SEGUNDA CLASE:
EQUPOS DE COMPLETACION O EQUIPOS DE SUBSUELO SON:
-SARTA DE PRODUCCION: Conduce los fluidos desde las perforaciones hasta la superficie.
-EMPACADURA DE PRODUCCION: Conformada por; cuÑa, cono y elemento de empaque.
Se usa para proporcionar un sello entre la tuberia de produccion y el hoyo desnudo, su funcion es evitar el movimiento vertical de fluidos, desde la empacadura por el espacio anular.
LOS TIPOS DE EMPACADURAS: RECUPERABLES, PERMANENTES Y PERMANENTES-RECUPERABLES.
NOTA: Existen aproximadamente 10 fabricantes de EMPACADURAS, Sin embargo en la industria petrolera nacional las marcas mas utilizdas son; BAKER, OTIS Y CAMCO.
-NIPLES DE ASIENTO: Permiten probar la tuberia de produccion y tambien permiten colocar valvulas de seguridad.
-TAPONES: Son empleados para taponar la tuberia de produccion y tener la posibilidad de realizar asi trabajos de mantenimiento y reparacion de subsuelo.
-Mangas: Son equipos de comunicacion o separacion, los cuales son instalados en la tuberia de produccin. UNAS DE SUS FUNCIONES SON; LAVAR ARENA Y REALIZAR PRODUCCION DEL POZOS EN MULTIPLES ZONAS.
-CAMISAS DE CIRCULACION: Facilitan la comuniccion entre el anular del revestidor y la tuberia permitiendo la circulacion del pozo, controlando asi su presion de fondo.
-Cabezal del pozo: Son todos aquellos elementos que componen la parte superir del pozo. Estan conformados POR 2 PARTES FUNDAMENTALES QUE SON; LOS COLGADORES DE REVESTIDOR Y LOS COLGADORES DE LA TUBERIA DE PRODUCCION.
HASTA LUEGO COMPAñEROS DEL BLOGS...........................
ATTE: DANIEXIS MONTERO. CI: 19701225.
SECCION: IG-2
hola profe un saludo camaradero, me estoy reportando hoy por la sencilla de que no sabia como hacerlo bueno pero lo importante es que estoy en pie de lucha. voy a mencionar algunos aspectos relevantes despues de la perforación como son: la completación de pozo, tipos de completación y alguna de sus ventajas.
ResponderEliminarpor ejemplo:
completación a hueco abierto; que se realiza en zonas compactas se corre y cementa el revestimiento de producción hasta el tope de interes, y sigue perforando hasta la base de esta zona. algunas de sus ventajas son: elimina el costo de cañoneo.
Es facilmente profundizable
Reduce el costo de revestimiento.
algunas desventajas:
presenta desventaja para controlar la producción de agua - gas.
no puede ser estimulado selectivamente.
hollo of new.
ResponderEliminarsigo con otra completación no menos importante.
con forro o tuberia ranurada que al contrario de la anterior se puede hacer en zonas no compactadas donde se produce petroleo pesado eta se asienta en el tope de la formación productora y se coloca un forro en el intervalo correspondientea la formación productora.
esta se divide en (completación con forro no cementada y completación con forro liso o camisa perforada)
esto es todo por el momento se despide de todos
ELIUM INFANTE
IGV2
el socorro,estado guárico, venezuela
Holaa a todos!! Profe que tal? ahorita es que acabo de crear mi cuenta en el blog y me parece excelente y dinámico, luego me actualizo con los comentarios de las clases.
ResponderEliminarANYI J. CHASOY A.
ResponderEliminarBUENOS DIAS JOVENES...!!!! PRIMERO APROVECHO LA OPORTUNIDAD PARA AGRADECERLES A TODOS POR SU RECEPTIVIDAD PARA CONMIGO,... TAMBIEN PARA RECORDARLE A LOS ESTUDIANTES DE INGENIERIA DE YACIMIENTOS I, QUE ESPERO SUS COMENTARIOS EN EL BLOG... DEBEN HACER COMENTARIOS REFERENTES A LAS CLASES REALIZADAS EN EL AMBIENTE ESTUDIANTIL. EN CASO DE TENER PROBLEMAS PARA ACCEDER AL BLOG UTILIZAR LA CUENTA Y CLAVE QUE SE DIO EN CLASE.
TAMBIEN LES INFORMO QUE EL PROFESOR RAFAEL GÁMEZ ESTA A LA ORDEN PARA LA CLASE DE MANEJO DE ECUACIONES, PARA ASI FORTALECER ALGUNOS DETALLES EN LA RESOLUCIÓN DE EJERCICIOS. SOLO TENEMOS QUE DEFINIR TIEMPO Y ESPACIO Y MATERIAL QUE DEBEN LLEVAR. SE RECUERDA TAMBIEN QUE EL PRIMER PARCIAL DE YACIMIENTOS I SE ESTARÁ APLICANDO EL 2 DE DICIEMBRE A LAS 7:30 AM.
FELIZ DIA PARA TODOS...!!!
Hola Profe.. Buenas noches; respecto a la clase de Producción II, me pareció muy interesante el proceso mediante el cual se manejan las etapas para el manejo de hidrocarburos, por medio de las etapas de separación, tratamiento entre otros pasos para la utilización del mismo. Además de poder establecer una gran diferencia de la producción por flujo natural y por levantamiento artificial; ambos procesos interesantes y donde cada uno trabaja de manera diferente, estableciendo de manera primordial el mismo el objetivo que es llevar los fluidos desde el radio externo de drenaje del yacimiento hasta la superficie logrando así la producción esperada del hidrocarburo en este caso el petróleo.
ResponderEliminarEs importante destacar el proceso del análisis nodal que esta netamente relacionado con el método de levantamiento artificial por gas; me pareció llamativo ya que el mismo requiere de estudios ligados al aporte del yacimiento; cabe destacar que hay que realizar varios pasos o datos de manera que el mismo se lleve a cabo de forma normal sin ningún altercado como lo es la toma de la presión en cada uno de los componentes de manera que se va abarcando el objetivo deseado.
Hola…….otra vez yop… en la materia de Reacondicionamiento de Pozos, como su nombre lo establece son los tipos de rehabilitación que se le realizan al pozo, ya que los mismos cambian completamente las condiciones del yacimiento. Cabe destacar que se emplean diferentes tipos de reacondicionamiento como lo son la cementación forzada, aislamiento de las zonas productoras, empaques con grava a hueco abierto entre otras q’ son de relativo interés, para q’ este proceso sea efectivo.
ResponderEliminarTambién es necesario destacar aquellos factores no menos interesantes que pueden destacar más el tipo de configuración mecánica de los pozos como lo es: el tipo de pozo; los mecanismos de producción, los costos que podrían acarrear los equipos para la configuración de los pozos, algo q’ me gusto mucho es la existencia del posible reacondicionamiento a futuro. Existen completaciones que por su utilidad o proceso de trabajo en las diversas zonas se les da un nombre como lo es la Completación sencilla, Completación doble con una tubería de producción y dos empacaduras de producción y la Completación doble con tuberías de producción paralelas y múltiples empacaduras de producción , donde algunas pueden producir por el método de levantamiento artificial por gas.
Buenas noches profesora hace dias hice un comentario donde agradecia su colaboraciòn para con nosotros en todos los ambitos de la educacion que nos imparte, es muy grato contar con una profesor de su calidad y experiencia en el area que nos concierne a nosotros...
ResponderEliminarCon respecto a la materia de Reacondicionamiento de pozos es de vital importancia saber que son todos aquellos trabajos que se realizan a los pozos activos o inactivos, cuyo objetivo principal es mejorar las condiciones productivas de los mismos (producción de hidrocarburos e inyección de fluidos). Estos trabajos modifican las condiciones de:
Pozo: entre estas actividades se encuentran el cañoneo, control de arena, gas y agua, apertura o cierre de arenas, perforación de ventanas horizontales ("Reentry") o verticales ("Redrill"), profundización, lavado de perforaciones, cambios de método de producción, conversión de productor a inyector y viceversa.
Yacimiento: entre estas actividades se encuentran las estimulaciones con inyección alternada de vapor, acidificación de zonas, bombeo de químicos, fracturamiento y recañoneo.
Todas estas actividades antes mencionadas se pueden realizar con o sin taladro. Esto depende de si el trabajo necesita el manejo de la tubería o si solo se necesita hacer uso de una guaya fina.
Los servicios se refieren a todos aquellos trabajos que se realizan a los pozos activos o inactivos, cuyo objetivo principal es mejorar las condiciones productivas de los mismos (producción de hidrocarburos e inyección de fluidos), sin modificar las condiciones físicas/ mecánicas del pozo y/o yacimiento. Entre estas actividades tenemos: sacar las varillas y tuberías de producción, reemplazar el equipo subterráneo, trabajo de limpieza de pozos, trabajos de inducción a producción, conexión del cabezal del pozo y los trabajos de guaya.
* Fallas en el equipo: Muchas veces las fallas mecánicas están asociadas con el equipo del pozo instalado, tales como: filtraciones en la tubería y la empacadura; fallas del revestimiento y la tubería y el mal funcionamiento del levantamiento artificial. Las indicaciones de la presión de superficie generalmente indicarán la fuente del problema, pero los estudios de presión y temperatura son útiles donde se puedan aplicar.
1. Pozos no problemáticos.
Aunque la corrección de pozos problemáticos constituye una gran parte del programa de reacondicionamientos, hay muchas razones por las cuales se hacen reacondicionamientos. Los de mayor importancia son: (1) reterminación o terminación múltiple; (2) evaluación del yacimiento; (3) instalaciones de servicios.
2. Reterminación, terminación múltiple: Estos reacondicionamientos son hechos para obtener producción adicional en zonas nuevas o para drenar más efectivamente un yacimiento desarrollado. La revisión periódica del comportamiento del yacimiento, mapas de subsuelo y las capacidades de producción del pozo, conducirán frecuentemente a reacondicionamientos económicamente atractivos en esta categoría. La selección del intervalo de producción debe ser considerada cuidadosamente, como se discute bajo la sección de selección del intervalo, para prevenir una producción prematura de gas o agua y para minimizar reacondicionamientos futuros.
ResponderEliminar3. Evaluación del yacimiento: Un control geológico y del yacimiento, muchas veces requiere pruebas exploratorias para localizar contactos o probar arenas de contenidos desconocidos. El análisis cuidadoso de todos los datos disponibles es necesario para asegurar que el costo de este tipo de reacondicionamiento sea justificado.
4. Instalaciones de servicios: Los pozos de inyección de gas y agua, pozos de eliminación y de fuentes de agua, están incluidos en este grupo. Asociado generalmente con proyectos adicionales de recuperación o requerido por otras razones, el análisis generalmente está limitado a la designación del pozo óptimo para lograr el resultado deseado. La disponibilidad del pozo, la localización estructural, desarrollo de arena y la selección del equipo, están entre las mayores consideraciones.
1.7. TÉCNICAS DE CONTROL DE ARENA.
Cor respecto a la materia Ingenieria de Yacimientos Iquiero agradecerle por asumir esa responsabilidad con nosotros...
ResponderEliminarDicha materia es de gran importancia para el buen desenvolvimiento en la Industria Petrolera.
El yacimiento es una unidad porosa y permeable en el subsuelo que contiene en sus espacios porosos hidrocarburos líquidos o gaseosos con características que permiten su explotación comercial.
La ingeniería de yacimientos es una de las partes más importantes en la Ingeniería de petróleo, ya que es el nexo entre el yacimiento o reservorio de petróleo o gas y los sistemas de producción en superficie.
El ingeniero de yacimientos es el encargado de interpretar los resultados de la exploración, estudiar las propiedades de la roca reservorio, y planificar la producción o extracción de sus fluidos. Bajo su responsabilidad se encuentra el desarrollo de prácticas de explotación óptima para cada sistema de hidrocarburos.
Para estudiar detenidamente los yacimientos de hidrocarburos es necesario tomar muestras tanto de la roca recipiente como de los fluidos contenidos en ella y analizarlas en el laboratorio para obtener la mayor cantidad de informaciòn posible.
Estos analisis de laboratorio consisten basicamente en estudiar nucleos de rocas extraidos de los yacimientos durante la perforaciòn de los pozos, a los cuales se les analizan las propiedades basicas tales como porosidad, permeabilidad y saturaciòn de fluidos.... Saludos!!!!!!
Buenas Noches... El Reacondicionamiento de Pozos está constituido por las diferentes reparaciones o rehabilitaciones, que de alguna manera pueden o no estar relacionados con problemas de naturaleza mecánica, los pueden o no modificar las condiciones del yacimiento. Además la aplicación de la materia como tal se puede ver en cualquiera de las etapas de la industria petrolera, ya sea en la perforación, cementación o en la Completación.
ResponderEliminarTodos los procesos que se cumplen para llevar a cabo las actividades relacionadas con la producción petrolera, dependen del correcto uso tanto de los revestidores, como de la Completación y la cementación. Los revestidores están encargados de constituir una tubería especial que se introduce en el hoyo y se cementa para protegerlo y permitir el flujo de fluidos desde el yacimiento hasta la superficie; en cambio la cementación se emplea para ocupar el espacio entre el hoyo y el diámetro externo del revestidor, es decir, el espacio anular; por lo cual el reacondicionamiento de pozos se aplica en los pozos cuando se les presenta algún problema, ya que en cualquier momento sin importar el trabajo que se esté realizando se puede presentar algún percance que dificulte el eficaz desarrollo de las actividades de perforación y posterior producción…
Buenas Noches... La producción de hidrocarburos incluye las diferentes actividades relacionadas con la manipulación de los hidrocarburos, desde el yacimiento hasta la superficie; donde se separan, tratan, almacenan, miden y transportan para su posterior utilización, es decir en las refinerías.
ResponderEliminarLa producción de un pozo se ve determinada por la tasa optima de producción, es decir la intersección entre la curva de oferta y de demanda. La producción de un pozo puede ser por flujo natural cuando en cualquier punto, sección o nodo del sistema de producción, la presión disponible es mayor que la requerida para continuar el transporte de fluidos a través del sistema. O también por algún método de levantamiento artificial tal como: Levantamiento artificial por gas. GAS LIFT, Bombeo mecánico convencional, Bombeo electrosumergible y Bombeo de cavidad progresiva…
Hola. En la materia de producción II es interesante conocer la importancia de conocer que tiene la curva de demanda y la curva de oferta en el proceso de producción de hidrocarburo, tomando en cuenta la presión a la cual se estará trabajando respectivamente, ya que la curva de oferta se denomina como la presión de entrada del fluido al nodo, y la curva de demanda definida como la presión de salida del nodo, cuando estas dos fases se cruzan formando una intersección que da origen a la tasa optima de producción.
ResponderEliminarEs necesario establecer una relación y definición de los métodos de levantamiento como lo es bombeo mecánico convencional, método utilizado bajos serias normativas que se establece su colocación, ya que se deben seguir y tomar en cuenta su ciertas limitaciones físicas en cuanto a profundidad se refiere; el mismo es un método de succión y transferencia. Buenas Noches.
Hola. Me gusto mucho el trabajo que realiza la mecha de perforación, considerado como uno de los componentes del sistema de rotación, esta no puede ser la misma para todas las perforaciones que se ejecuten, existen diversidades de mechas donde su elección depende del tipo de formación a perforar; ésta en conjunto con otros procesos dan origen al pozo para que este pueda producir tomando en cuenta la fases o etapas de la industria petrolera en estricto orden como la exploración, perforación, revestidores, cementación , completación, producción, tratamiento de hidrocarburos y refinación, lo que caracteriza aun más el trabajo de campo.
ResponderEliminarEn los equipos de subsuelo mi interés se inclina más hacia los tapones, ya que así puede darme cuenta que estos son empleados para taponar la tubería de producción y tener la facilidad de llevar a cabo los procesos de mantenimiento de subsuelo, los mismos trabajan y se clasifican según la presión, las cuales pueden soportar en diferentes dirección. Reacondicionamiento de Pozos………..
Buenos dias profesora con respecto a la unidad I de produccion de los hidrocarburos, q es una de las actividades mas importantes llevadas a cabo en la industria petrolera,para manejar los hidrocarburos desde el yacimiento hata el pozo y luego de este a la superficie donde son tratados para diferentes usos comerciales.
ResponderEliminarLOS METODOS DE PRODUCCION DE UN POZO PUEDEN SER POR:
FLUJO NATURAL: Que es aquel que puede fluir de manera natural sin aplicarle ningun tipo de levantamiento artificial ya que la presion de influjo es igual ala presion de exflujo.
METODO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL:es aplicado cuando un yacimiento no tiene la capacidad para producir por flujo natural y es necesario aplicar los metodos de levantamiento artificial.es necesario resaltar que el tipo de levantamiento artificial dependera de las condiciones q presente el yacimiento
Buenas noches con respecto a la clase de ayer de Reacondicionamiento de Pozos en donde se nos hizo del conocimiento de los tipos o condiciones de cañoneo podemos apuntar de una manera efectiva o mas viable para realizar el trabajo de perforacion evutando daños que puedan presentar a la formacion, podemos decir que:
ResponderEliminarCAÑONEO DE POZOS.
El cañoneo es el proceso de crear abertura a través de la tubería de revestimiento y el cemento, para establecer comunicación entre el pozo y las formaciones seleccionadas. Las herramientas para hacer este trabajo se llaman cañones.
Conceptos Básicos.
A continuación de presenta una serie de conceptos que ayudarán al entendimiento de las técnicas de Cañoneo.
Densidad de Cañoneo: Se define como el número de cargas por unidad de de longitud. Las más comunes son las de 2 a 4 tiros por pie (TPP). Con dispositivos especiales esta densidad se puede elevar a 8 y 14 TPP.
Dirección de Tiro (Fases): Indica el ángulo entre cargas, por ejemplo, las cargas pueden estar disparadas en una o varias direcciones de acuerdo con el ángulo. (0º, 90º 120º Y 180º).
Separación de Cargas: Indica la distancia existente entre la pared interior del revestidor y la carga.
Penetración: Es la longitud de la perforación realizada por una cargadaza.
Diámetro a la entrada de la perforación: Representa el diámetro del agujero que se crea en el revestidor durante el cañoneo.
Factores a considerar
La efectividad del cañoneo depende fundamentalmente de los factores siguientes:
Tipo del equipo usado en el proceso.
Cantidad y tipo de carga en el cañón.
Técnicas usadas en la completación del pozo.
Características de la tubería y el cemento.
Procedimiento usado para el cañoneo.
Tipos de Cañones.
Tipo Chorro, Tipo Bala y Tipo Hidráulico. Los tipos Chorros son los más utilizados en la actualidad.
Cañones Tipo Chorro.
Esta técnica es extremadamente delicada en relación con una secuencia necesaria de eventos, la cual comienza por el encendido del detonador eléctrico; este a su vez da inicio a una reacción en cadena detonador-explosivo principal. El material del forro comienza a fluir por la alta presión de la explosión. El flujo del material del forro se vuelve un chorro de alta densidad parecido a una aguja de partícula fina de metal,...
* Elementos generadores del Daño de formación
* Factor de daño en el Índice de Productividad
* Objetivo del cañoneo de pozos
* Tipos de Cañoneo de Pozos: Tipo Balas, Tipo Chorro, Tipo Hidráulico
* Evolución de las tecnologías de cañoneo
* Cañoneo con balas
* Cañoneo con Chorros de Agua a Alta Presión
* Cañoneo con Cargas moldeadas tipo Chorro
* Explosivos utilizados: Detonadores eléctricos, de percusión, detonante
* Diseño de las cargas
* Proceso del Cañoneo de Pozos
* Geometría de la Perforación
* Tipos de Cañones: Desechables, Parcialmente desechables, Recuperables
* Métodos de Cañoneo de Pozos Petroleros
* Condiciones de Cañoneo: Bajo Balance - Balance - Sobre Balance.
Buenas Noches en la clase de Reacondicionamiento de Pozos del dia 2/12/2010 se estudiaron las Tecnicas de Cañoneo,los daños que pueden causar a la formacion, las tuberias adecuadas para dicho procesos...
ResponderEliminarCAÑONEO DE POZOS.
El cañoneo es el proceso de crear abertura a través de la tubería de revestimiento y el cemento, para establecer comunicación entre el pozo y las formaciones seleccionadas. Las herramientas para hacer este trabajo se llaman cañones.
Conceptos Básicos.
A continuación de presenta una serie de conceptos que ayudarán al entendimiento de las técnicas de Cañoneo.
Densidad de Cañoneo: Se define como el número de cargas por unidad de de longitud. Las más comunes son las de 2 a 4 tiros por pie (TPP). Con dispositivos especiales esta densidad se puede elevar a 8 y 14 TPP.
Dirección de Tiro (Fases): Indica el ángulo entre cargas, por ejemplo, las cargas pueden estar disparadas en una o varias direcciones de acuerdo con el ángulo. (0º, 90º 120º Y 180º).
Separación de Cargas: Indica la distancia existente entre la pared interior del revestidor y la carga.
Penetración: Es la longitud de la perforación realizada por una cargadaza.
Diámetro a la entrada de la perforación: Representa el diámetro del agujero que se crea en el revestidor durante el cañoneo.
Factores a considerar
La efectividad del cañoneo depende fundamentalmente de los factores siguientes:
Tipo del equipo usado en el proceso.
Cantidad y tipo de carga en el cañón.
Técnicas usadas en la completación del pozo.
Características de la tubería y el cemento.
Procedimiento usado para el cañoneo.
Tipos de Cañones.
Tipo Chorro, Tipo Bala y Tipo Hidráulico. Los tipos Chorros son los más utilizados en la actualidad.
Cañones Tipo Chorro.
Esta técnica es extremadamente delicada en relación con una secuencia necesaria de eventos, la cual comienza por el encendido del detonador eléctrico; este a su vez da inicio a una reacción en cadena detonador-explosivo principal. El material del forro comienza a fluir por la alta presión de la explosión. El flujo del material del forro se vuelve un chorro de alta densidad parecido a una aguja de partícula fina de metal,...
* Elementos generadores del Daño de formación
* Factor de daño en el Índice de Productividad
* Objetivo del cañoneo de pozos
* Tipos de Cañoneo de Pozos: Tipo Balas, Tipo Chorro, Tipo Hidráulico
* Evolución de las tecnologías de cañoneo
* Cañoneo con balas
* Cañoneo con Chorros de Agua a Alta Presión
* Cañoneo con Cargas moldeadas tipo Chorro
* Explosivos utilizados: Detonadores eléctricos, de percusión, detonante
* Diseño de las cargas
* Proceso del Cañoneo de Pozos
* Geometría de la Perforación
* Tipos de Cañones: Desechables, Parcialmente desechables, Recuperables
* Métodos de Cañoneo de Pozos Petroleros
* Condiciones de Cañoneo: Bajo Balance - Balance - Sobre Balance - Sobre Balance extremo.
Sobre Balance
ResponderEliminarLa cantidad de presión (o fuerza por unidad de área) en el pozo que supera la presión de fluidos en la formación. Este exceso de presión es necesaria para evitar que los líquidos del yacimiento (petróleo, gas, agua) de entrar en el pozo. Sin embargo, perder el equilibrio excesivo, se puede disminuir el proceso de perforación de forma efectiva el fortalecimiento de la roca cerca del pozo y la limitación de la eliminación de recortes de perforación en la broca. Además, las altas presiones perder el equilibrio, junto con las propiedades de barro pobres pueden causar problemas de diferencial se pegue. Debido a presiones de depósito varían de una formación a otra, mientras que el barro es la densidad relativamente constante, perder el equilibrio varía de una zona a otra.
Bajo balance
La tecnología utilizada en la Perforación Bajo Balance (UBD) tiene aproximadamente once años, aunque algunas variaciones como la perforación de flujo ya tengan 30 o más años. El uso de un sistema de control de circuito cerrado en la UBD se diseñó principalmente para la perforación de pozos de baja presión en Canadá, para ayudar a eliminar los problemas de la perforación horizontal. Para que sea efectiva la UBD, es necesario reducir la presión hidrostática del fluido de la perforación, para no dañar la formación durante la perforación y para eliminar las probabilidades para que se presente un pegamiento diferencial y pérdida de circulación. Una ventaja más de esta tecnología es el aumento de taza de penetración en formaciones difíciles de perforar.
Los sistemas de lodo convencionales no eran capaces de realizar esto ya que la más mínima presencia de lodo podía causar serios daños debido a la invasión de fluido. El daño causado durante las operaciones de perforación, requería de la estimulación para eliminar la capa superior. Muchas veces este proceso no tenía éxito, dando como resultado un pozo que no representa ganancias. Los problemas de pegamiento de la columna perforadora y la pérdida de circulación eran muy comunes en estas formaciones.
El resultado de la aplicación de estas técnicas eran pozos que fluían durante el proceso de perforación. Esto requirió del desarrollo de un equipo de control de superficie para poder manejar el flujo en el momento de la perforación; es entonces cuando surge la era de la Perforación Bajo Balance.
Un método de diseño práctico y orientado a las necesidades específicas les permite a los operadores utilizar mejor las cargas de penetración profunda para puentear la zona invadida; las cargas de agujero grande para la estimulación por fracturamiento hidráulico; o el empaque de grava para el control de la producción de arena, además de aplicar los nuevos métodos que permiten maximizar el área de flujo de los disparos y optimizar el espaciamiento entre los mismos para prevenir el arenamiento.
buenos días.
ResponderEliminarEl siguiente Comentario correspondiente a la clase N ° 3 DE REACONDICIONAMIENTO DE POZOS.
Completacion de pozos
Se puede decir que la completacion de pozos es una serie de operaciones que se llevan a cabo después de la perforación o durante los trabajos de reparación, para dejarlo en condiciones óptimas para la producir eficientemente los fluidos de la formación, también pueden ser usados para la inyección de gas o agua.
La completacion de los pozos deben ser diseñadas pasa obtener una máxima rentabilidad en el campo.
En la copletacion de pozos se deben tomar en cuenta varios aspectos como: el revestimiento del hoyo, la disposición del equipo de producción y el número de zonas productoras.
Existen tres tipos de completación de pozos de acuerdo a las características del pozo, es decir cómo se termine la zona objetivo, estos son:
- Completacion a hueco abierto.
- Completacion a hueco Abierto con Forro o Tubería Ranurada.
- Completacion con Tubería de Revestimiento Perforada (Cañoneada).
a.) Completacion a hueco abierto: se utiliza en zonas donde la formación es altamente compactada, el intervalo de completacion debe ser entre 100 y 400 pies, en toda su longitud. Consiste en correr y cementar el revestimiento de producción hasta el tope de la zona de interés, luego se sigue perforando hasta la base de esta zona y se deja sin revestimiento. El asentamiento del revestidor en el tope de la zona productora permite la utilización de técnicas especiales de perforación, que minimizan el daño a la formación.
Entre las desventajas relacionadas con esta completacion se tiene, que el hueco puede requerir de una limpieza periódicamente y que no puede controlar efectivamente la producción de gas o agua.
b.) Completacion a hueco Abierto con Forro o Tubería Ranurada: se utilizan en formaciones poco consolidadas, debido a los problemas de producción de fragmentos de roca, donde se producen petróleos pesados. el revestidor de producción es asentado y cementado por encima de la zona productora, y se instala un forro que corresponde a la zona productiva.
La implementación de este tipo de completacion, posibilita el uso de técnicas especiales para el control de arena, permite la disminución del daño a la formación mientras se perfora la zona productora, y a demás elimina los costos de cañoneo.
c.) Completacion con Tubería de Revestimiento Perforada (Cañoneada): esta completacion se usa en pozos poco profundos y pozos muy profundos mayores a 10000 pies. . Consiste en correr y cementar el revestimiento hasta la base de la zona objetivo, la tubería de revestimiento se cementa a lo largo de todo el intervalo o zonas a completar, cañoneando frente a las zonas de interés para establecer comunicación entre la formación y el hueco del pozo. Entre las ventajas se tienen: que existen facilidades para la completacion selectiva y para reparaciones en los intervalos productores, se pueden hacer adaptaciones para el control de arena utilizando camisas ranuradas y empaques con grava, además se tiene que mediante el cañoneo selectivo se puede controlar con efectividad la producción de gas y agua.
Esta completacion presenta pocas desventajas, pero son importantes mencionarlas, entre estas tenemos: el cañoneo en zonas de gran espesor puede ser costoso, se requiere de u8n buen trabajo de cementación a través de intervalos productores y se requiere de los registros y muy buen controlñ de la profundidad del hueco.
FACTORES QUE SE DEBEN CONSIDERAR PARA EL DISEÑO DE COMPLETACION DE POZOS
ResponderEliminarSe deben tomar en cuenta los siguientes factores:
1. Factores ambientales:
- Ubicación del pozo
- Profundidad.
- Presión y temperatura del yacimiento.
- Configuración del yacimiento.
- Mecanismo de producción del yacimiento.
- Características de los fluidos y de las rocas.
2. Restricciones del entorno:
- Cementación primaria.
- Daño de formación.
- Conificacion de agua y gas.
- Corrosión.
3. Rcursos disponibles:
- Tasa de producción.
- Técnica de producción.
- Estimulación futura.
- Métodos de reparaciones futuras.
- Posibilidad de inyección de fluidos.
- Dispositivo de seguridad.
TIPOS DE COMPLETACION DE ACUERDO A LA CONFIGURACION MECANICA DE LOS POZOS
- Completacion sencilla: es aquella que tiene como objetivo producir una sola formación. Las dos tipos de completaciones sencillas son:
• Completacion sencilla convencional: la producción se realiza por una sola zona, a través de la tubería de producción.
• Completacion sencilla selectiva: se utiliza para separar varias zonas productoras colocando empacaduras, produciendo por medio de mangas o válvulas de circulación.
- Completacion múltiple: se tiene como objetivo producir dos o más yacimientos, en un mismo pozo y sin que se mezclen los fluidos de los diferentes yacimientos. En este tipo de completacion se pueden obtener altas tasas de producción y menos tiempo de retorno del capital invertido. Se puede tener un control apropiado del yacimiento con el fin de evitar zonas drenadas de petróleo que estén produciendo agua o gas.
Entre las desventajas de esta completacion se tiene: existen posibilidades de fugas a través de la tubería de producción y de los empaques y sellos de las empacaduras de producción, a demás la inversión inicial es muy alta para la tubería de producción, empacaduras y equipos de guaya fina.
Los tipos de completacion múltiples son:
• Completacion doble con una tubería de producción y una empacadura de producción: la zona superior produce por el espacio anular y la zona inferior produce a través de la tubería de producción.
• Completacion doble con una tubería de producción y doble empacadura de producción: se puede producir cualquier zona por medio de la tubería de producción, se utilizan dos empacaduras, una sencilla que por lo general es de tipo permanente, y una dual hidráulica, la cual puede ser convencional o de asentamiento selectivo.
• Completación doble con tuberías de producción paralelas y múltiples empacaduras de producción: se utiliza para producir varias zonas simultáneamente y por separado a través del uso de tuberías de producción paralelas y empacaduras dobles.
NORELIS AÑAZCO C.I 18407493
SECCION IG-V2
Comentario de la Clase N°4 de REACONDICIONAMIENTO DE POZOS
ResponderEliminarTECNICAS DE CAÑONEO
Durante la perforación de un pozo la formación sufre una serie de daños los cuales deben minimizarse para la producción efectiva del pozo. Los daños a la que está expuesta la formación son:
- Daños por fluidos de perforación.
- Daños por cementación.
- Daños por completacion.
- Daños por cañoneo.
La formación que está en la cercanía del pozo es la sufre mayor daño debido a que está en contacto directo con la perforación.
Técnicas
- SOBRE BALANCE
Presiones a perforar: la presión hidrostática es mayor a la presión de yacimiento.
Presiones a cañonear: la Phid > Py
Factor skin: el daño es mayor (S > 0)
Método de cañoneo: se utiliza cañoneo por revestidores.
- BAJO BALANCE:
Presiones a perforar: la Phid < Py
Presiones a cañonear: presión hidrostática menor a la presión del yacimiento.
Factor skin: la estimulación es menor (S < 0)
Método de cañoneo: cañoneo por tuberías de producción.
- BALANCE:
Presiones a perforar: Phid = Pyac
Presiones a cañonear: Phid = Pyac
Factor skin: S = 0
Método de cañoneo: cañoneo transportado por la tubería de producción.
Factor skin: es el valor de ganancia o perdida que se le puede dar a una formación.
El cañoneo: es una técnica aplicada para proveer una comunicación efectiva entre el pozo y el yacimiento. Esto conlleva a perforar pequeños hoyos a través de la tubería de revestimiento, el cemento y también dentro de la formación.
La técnica bajo balance se utiliza para evitar daños en la perforación. Se puede cañonear utilizando los métodos de cañoneo: bajados por la tubería de producción y cañones transportados por la tubería de producción.
DESCRIPCION DE LOS METODOS DE CAÑONEO
• Cañoneo por revestidor (Csg): los cañones son bajados por el revestidor utilizando equipos de guaya. Se coloca fluido en el hueco de modo que la presión ejercida por el mismo sea a mayor a la presión del yacimiento. Cuando se baja el cañón por el revestidor no debe estar la tubería de producción ni la empacadura.
• Cañoneo por tubería de producción (Cbg): el cañoneado es bajado por dentro de la tubería de producción y debe estar colocada la empacadura. Este tipo de cañoneo permite obtener mayor limpieza de las perforaciones. El cañón debe tener un tamaño menor al diámetro interno de la tubería de producción.
• Cañones transportados por la tubería de producción (Tcp): el cañón es transportado por el extremo inferior de la tubería de producción. Se introduce la tubería con el cañon junto con la empacadura, luego esta se asienta y por último se procede a cañonear al pozo.
NORELIS AÑAZCO C.I 18407493
SECCIÓN IG-V2
PARAMETROS DE CAÑONEO
ResponderEliminar1.) Densidad de disparo: se refiere al número de cargas por unidad de longitud. Pueden ser de 2, 4, 6, 8, 12 tiros por pies. En la industria es más utilizado es el de 8TPP.
2.) Fases: indica el ángulo entre cargas, puede ser de 45°, 60° y 90°, va a depender de la cantidad de tiro.
3.) Longitud de la perforación: es la longitud que va desde la cara de la arena, hasta el final de la explosión, que se genera por el proceso de cañoneo.
4.) Diámetro del orificio del túnel: es el diámetro que se crea en la formación por la explotación del cañoneo.
NORELIS AÑAZCO C.I 18407493
SECCIÓN IG- V2
JOSE BARRETO C.I 18767601 Me gusta donde el diferencial de presion positiva,es cuando la presion de la columna es mayor que la presion de formacion sen obtiene un diferencial de presion positiva
ResponderEliminarhola profe!!! muchas felicidades por su desempeño como profesora es excelente!!!! bueno mi primer comentario es hoy porque no habia podido acceder al blobs! las clases de yacimiento son excelentes!! ya que nos demostro las diferencias en cada uno de los terminos de que a la materia se refiere.
ResponderEliminaryacimiento:unidad geologica conectada hidraulicamente capaz de al macenar hidrocarburo.
porosidad:% del volumnetotal ocupado por la matriz o materia solida.
entre muchos otros terminos! en cuanto a la prueba era algo que queria comentarle no me parecio que esa prueba la hiciera en pareja y mucho menos que usted eligiera el compañero! Yo respeto mucho su decicion pero se lo digo es porque hay muchas personas que no tienen interes en la materia y no estudian como debe ser como fue mi caso, mi compañero no me ayudo en nada y el salio favoresido y es es como una ofensa para mi porque yo el dia antes de presentar amaneci estudiando y el nisiquiera sebia de que se trtaba la prueba. yo se que usted lo hizo para ayudar pero las cosas no deben ser asi!!!! disculpe si mi comentario la ofende o la hace sentir mal pero asi lo siento! muchas gracias por ser una profesora tan excelente!!!!
buenas noche, tenga usted un saludo de quien le suscribe jaime perez de la seccion igv2.en cuanto a las clase que recivido con su personame parese de gran probecho por la capasidad de comunicacion de usted a la ora sw explicar,la clase de la semana pasada fue muy productiva devido a que pude conocer los metodos de cañoneo. la clase de hoy 09 de diciembre de 2010 me parecia muy interesante ya que se traraba dev los tipos de explosivo que se manejan a la hora de cañonear, quiero pedirle discurpa si la hice molestar con mi pregunta estoy muy apenado en verdad si ese fue el motivo.disculpeme si esa fue la causa de que usted se deseccionara de nosotro o de mi se despide jaime luis perez ci:13153274
ResponderEliminarBuenos dias...Hola profe quiero comentarle en cuanto a Ingenieria de Yacimientos I que los ejercicios que estan viendo de la ley de darcy son muy diferentes a los semestres anteriores,debido a su manera de explicar he comprendido la importancia que tiene para calcular el indice de productividad, ya que para obtener el resultado se debe conocer la tasa total, que conlleva el calculo de las permeabilidades que forma parte de los estratos de un yacimientos...
ResponderEliminarMariulis Berruta ci: 16999716
Buenos días profesora en cuanto a la materia de Reacondicionamiento de Pozos, con respecto a la unidad I, puedo decir que un fluido de perforación tiene como propósito fundamental ayudar hacer rápida y segura la perforación de un pozo, igualmente la mecha es uno de los componentes del sistema de rotación de mayor importancia durante la perforación de un pozo, la mecha puede descomponerse adecuadamente dependiendo de la eficiencia que presenta, como factores físicos, peso sobre la mecha y velocidad de rotación aplicada sobre la mecha..
ResponderEliminarCementaciòn de Pozos: Es uno de los procesos que consiste en mezclar cemento seco y ciertos aditivos con agua, para formar una lechada que luego es bombeada al pozo a través de la sarta de revestimiento y colocarlo en el espacio anular entre el hoyo y el diámetro externo del revestidor.
Fases o Etapas de la Industria Petrolera: Exploración, Perforación, Revestidores, Cementaciòn, Yacimientos, Completación- Cañoneo, Producción, Tratamiento de Hidrocarburos, Refinación
Buenas tardes profe referente a la materia de Reacondicionamiento de Pozos,debemos tomar en cuenta la importancia que tienen los Revestidores en la perforaciòn de pozos y podemos decir que un Revestidor es una tuberia especial que se introduce dentro del hoyo y que luego es cementada para lograr la protecciòn de este y permitir posteriormente el flujo de fluidos desde el yacimiento hasta la superficie...Saludos
ResponderEliminarbuenas noche profe.. la verda es que la clase de yacimiento 1 estubo bien clara. la felicito por su forma tan clara de explicar.. y sobre el ejercicio lo que hay es que practicalo
ResponderEliminar...saludos a todos
hola profesora... hasta hoy fue que pude entrar. en cuanto a la primera clase, no es mas que la base que hay que tener en cuenta para la perforacion, completacion o reacondicionamiento de un pozo petrolero, y tambin los diferentes tipos de revestidores... en cuanto a la segunda clase los diferentes tipos de subsuelo, se tienen:
ResponderEliminar- la sarta de perforacion
-empacaduras
- niples de asiento
-mangas
- camisa de circulacion
COMPLETACION DE POZOS
-completacion de hoyo abierto.
-completacion con forro o tuberia ranurada.
- completacion con forro liso.
-completacion con revestidor cañoneado.
y los diferentes tipos de completacion.
asi muchas cosas que se deben de tomar en cuenta para la completaciones de los pozos...
En cuanto a los tipos de cañoneos, se presentan algunos problemas con respecto a que se tiene que conocer los tipos de formacion, para asi poder elejir el tipo de cañoneo a utilizar en dicho pozo perforado...
Las cargas explosivas, se tomaran en cuenta con el diferente tipo de temperatura para la cual se vaya a utilizar,y cada tipo de carga va a depender del tipo de formacion... Juan cedeño 17740218
hola profe saludos!!! hoy quiero decirle que el ejer de el jueves fue muy interesante!! lo entendi pero donde tengo confucion es en la ubiccion de los radios en el momento se aplicar la formula de los estratos en serie!!!
ResponderEliminarEste comentario ha sido eliminado por el autor.
ResponderEliminarEn el proceso de perforación intervienen aspectos físicos para llevar a cabo sus operaciones, básicamente consiste en hacer un hoyo mediante una serie de tuberías y procesos desde la superficie hasta el límite que de profundidad que se desee perforar, se realiza con la finalidad de extraer los fluidos. Un taladro representa el inicio de la perforación, es una estructura grande que soporta mucho peso, debajo del taladro se instalan válvulas especiales llamadas impide reventones, si llegase a ocurrir un evento indeseado (reventón) las válvulas se encargan de controlarlo. La sarta de perforación tiene en el extremo inferior una mecha de perforación, esta es la parte más importante del sistema de circulación porque es la que hace posible la perforación del pozo a través de ella es expulsado el fluido o lodo de perforación que es un liquido puede ser agua o petróleo, coloidal e inherte (arcillas, arenas y materiales pesados); las propiedades del fluido dependen de las características del pozo y de la formación como tal, también se toma en cuenta las largas profundidades y elevadas temperaturas. El fluido debe cumplir con numerosas funciones para hacer del proceso de perforación un éxito, entre ellas: la limpieza del agujero al subir los detritos a la superficie por el espacio anual, proporciona protección y energía a la mecha, portamecha, y tubería de perforación cuando son expuestas a altas profundidades y temperaturas, además controlar las presiones de la formación (presión hidrostática y presión de formación), entre otras.
ResponderEliminarLuego de perforar el agujero a la profundidad deseada se introducen las tuberías utilizadas para proteger la formación llamadas revestidores, (revestidor conductor, revestidor intermedio, revestidor de superficie) estos son introducidos para cumplir cada uno con diversas funciones. Una vez que se introducen los revestidores, se deben proteger lo cual se logra con una mezcla de cemento seco, aditivos y agua que se denomina cementación.
La tubería de producción es la que permite estar en contacto y extraer los hidrocarburos directamente desde el yacimiento, se instalan desde la superficie hasta el fondo de la perforación. Estas tuberías usualmente son reemplazadas por los problemas de perforación que ocurren en el proceso.
Buenos dias profesora con respecto a la primera clase de reacondicionamiento de pozo, donde estudimos las empacadura de produccion,que es una herramienta que se usa para proporcional un sello entre la tuberia de produccion y el hollo desnudo.la completacion de pozos donde convergen varios estudios de varios años, conocimiento de los tipos de completación y los aspectos relacionados con ella, contribuirán a disminuir los problemas operacionales que se presentan usualmente al momento de la produccion del pozos.
ResponderEliminarBuenas tardes profesora y amigos del blogs. Primeramente le doy gracias a dios por habernos colocado en el camino a una profesora como usted.,. me gusta su manera de explicación para con nosotros, también la forma de aconsejarnos……en cuanto a la primera unidad es importante conocer los tipos de porosidad,la porosidad,la humectabilidad, las propiedades de los liquidos,etc.En cuanto a la porosidad.:puedo decir que es la fracción del volumen total de la roca no ocupada por el esqueleto mineral.
ResponderEliminar• Porosidad absoluta:es aquella porosidad que considere el volumen poroso de la roca este o no interconectado. Está porosidad normalmente mide porosimetros comerciales, una roca puede tener porosidad absoluta considerable y no tener conductividad de fluido debido a la carencia de interconexión la base es un eje de ello.
• Porosidad efectiva:relación de volumen poroso interconectado con el volumen bruto de la roca,esta porosidad es una judicacion de la habilidad de la roca para conducir fluido, sin embargo esta porosidad no mide la capacidad del flujo de una roca.
• Porosidad no efectiva:es la diferencia que existe entre la absoluta y la efectiva.
Permeabilidad:Es la propiedad de la roca par conducir el flujo de fluidos.
Comprensibilidad:Se define como el cambio relativo por unidad de presión.
Hay que tomar en cuentas muchos factores factores que infuyen ala comprensibilidad:
Presión sobre carga.
Naturaleza de la estructura.
Profundidad.
Consolidación de la formación.
Tiempo geológico.
Gerardine tovar ci:19.964.208 IG-M01.
Para llevar a cabo una perforación en los procesos de producción de hidrocarburos son necesarios los equipos de subsuelo, se le llama así debido a que son equipos que se encuentran instalados debajo de la superficie y a través de sus funciones cumplen con el transporte de los fluidos desde la formación productora hasta el cabezal del pozo en forma segura. Los equipos de producción están compuestos principalmente por la tubería de producción que son tuberías que hacen producir el pozo y por donde circulará el fluido; a la tubería de producción se les coloca un niple que cumple con la función de controlar la producción. En el pozo se encuentra una tubería de producción y una tubería de revestimiento, al momento de producir las arenas la empacadura se encarga de crear un sello a fin de evitar el movimiento vertical de fluidos desde la empacadura por el espacio anular. Al subsuelo se le realizan trabajos de reparación o mantenimiento como consecuencia de los daños que pueden suceder tras la producción de hidrocarburos, los tapones son los encargados de taponear la producción de acuerdo a las presiones en las cuales se esté trabajando. Conforme al diseño mecánico de las completaciones, existe el tipo selectivo y las camisas de producción son las que permiten elegir cuál de las arenas se va a producir mediante la opción de abrir o cerrar la camisa de acuerdo a la arena seleccionada, debido a que tienen comunicación directa con el anular del revestidor y la tubería, permitiendo así la circulación de fluido hasta la superficie y a su vez colocando las empacaduras correspondiente por cada arena.
ResponderEliminarEn los equipos de superficie se encuentra el cabezal, que es la base en la superficie debido a que sobre él se construye el pozo durante las operaciones de perforación y está formado por herramientas que controlan las presiones y dispositivos que se encuentran en el extremo superior del pozo.
JOSE BARRETO C.I 18 767 601 CON RESPECTO ALA PRIMERA CLASE DE PRODUCCION 2,SE DISCUTIO DE PROCESO DEPRODUCCION DE HIDROCARBUROS. ESTE COMPRENDE EL RRECORRIDO DE LOS FLUIDOS DESDE EL RADIO EXTERNO DE DRENEJE EN EL YACIMIENTO HASTA EL SEPARADOR DE PRODUCCION EN LA ESTACIO DE FLUJO. BOMBAS DEL SUBSUELO.ESTA UBICADA EN EL FONDO DEL POZO A UNA PROFUNDIDAD DE 200 A 7000 PIES PROFE NO LE HABIA ESCRITO EN ESTE BLOG PORQUE NO SABIA BUSCARLO
ResponderEliminarJOSE BARRETO C.I 18 767 601. Hola buenos dias profe. con respecto ala clase pasada de reacondicionamiento de pozo SE HABLO DE CARGAS EXPLOSIVAS.Estas son utilizados en el cañ0neo y estan expuesta alas temperatura y presiones de fondo TIPOS DE EXPLOSIVOS: - EXPLOSIVOS DE BAJO NIVEL .Reacccion sub-sonica en un proceso llamado deflagracion -EXPLOSIVOS DE ALTO NIVEL.Raccion supersonica durante la detonacion. tiene velocidades de reaccion mayor alos 1500 m/s
ResponderEliminarBuenas días, la materia Reacondicionamiento de Pozos es muy importante conocerla ya que son todas las labores que se llevan a cabo para cambiar o transformar el estado de un pozo productor, esto sucede cuando se presentan situaciones donde se tenía un pozo productor por flujo natural, pero que al tener un decrecimiento muy alto y rápido de la presión necesita que se le aplique algún mecanismo de empuje para que siga y se mantenga la producción, o en el mejor de los casos aumente la producción
ResponderEliminarPor ejemplo, un pozo se inició como pozo productor por flujo natural pero al pasar del tiempo se a convertido en un pozo a flujo por levantamiento artificial por gas o bombeo hidráulico o mecánico, lo cual implica una modificación del pozo, es decir, un reacondicionamiento.
La completación de un pozo representa la concreción de muchos estudios que, aunque realizados por separado, convergen en un mismo objetivo: la obtención de hidrocarburos.
ResponderEliminarLa elección y el adecuado diseño de los esquemas de completación de los pozos perforados, constituyen parte decisiva dentro del desempeño operativo, productivo y desarrollo de un campo.
Equipos de Subsuelo
Son aquellos que se bajan con la tubería de producción y permiten llevar a cabo trabajos de mantenimiento en subsuelo, sin tener que matar el pozo o sacar la tubería de producción. También proporcionan facilidades para instalar equipos de seguridad en el subsuelo.
SARTA DE PRODUCCIÓN
Estas constituyen arreglos de tubulares y equipos de fondo; pueden ir desde arreglos sencillos hasta arreglos muy complicados. Su objetivo primordial es conducir los fluidos desde la boca de las perforaciones hasta la superficie.
Los Grados API para tubería mayormente empleados son: J-55, C-75, C-95 y P-105.
EMPACADURA DE PRODUCCIÓN
Es una herramienta de fondo que se usa para proporcionar un sello entre la tubería de revestimiento y el revestimiento de producción, a fin de evitar el movimiento vertical de los fluidos, desde la empacadura por el espacio anular, hacia arriba.
Estas empacaduras son utilizadas bajo las siguientes condiciones:
• Para proteger la tubería de revestimiento del estallido bajo condiciones de alta producción o presiones de inyección.
• Para proteger la tubería de revestimiento de algunos fluidos corrosivos.
• Para aislar perforaciones o zonas de producción en completaciones múltiples.
• En instalaciones de levantamiento artificial por gas.
TIPOS DE EMPACADURAS.
• Recuperables
• Permanentes
• Permanentes – Recuperables.
Existen alrededor de 10 fabricantes de empacaduras, sin embargo, en la industria petrolera nacional las más utilizadas son de las marcas, Baker, Otis, Camco, en diámetros de 4 ½, 5½, 7 y 9 5/8 pulgadas.
Milagros Cabeza 14.056.595 IP-N3
Buenas tardes, la completación de un pozo representa la concreción de muchos estudios que, aunque realizados por separado, convergen en un mismo objetivo: la obtención de hidrocarburos
ResponderEliminarLa elección y el adecuado diseño de los esquemas de completación de los pozos perforados, constituyen parte decisiva dentro del trabajo operativo, productivo y desarrollo de un Campo.
La eficiencia y la seguridad del vínculo establecido entre el yacimiento y la superficie dependen de la correcta y estratégica disposición de todos los parámetros que lo conforman, de esta manera podría hablarse de la productividad del pozo en función de la completación.
Completación de pozos:
Es el conjunto de trabajos que se realizan en un pozo después de la perforación o durante la reparación, para dejarlos en condiciones de producir eficientemente los fluidos de la formación o destinarlos a otros usos, como inyección de agua o gas.
Se clasifican en:
• Hueco Abierto: Este tipo de completación se realiza en yacimientos de arenas consolidadas, donde no se espera producción de agua/gas ni producción de arena ó derrumbes de la formación.
• Hueco Abierto con Forro o Tubería Ranurada: Este tipo de completación se utiliza mucho en formaciones no compactadas debido a problemas de producción de fragmentos de rocas y de la formación, donde se produce generalmente petróleos pesados.
• Tubería de Revestimiento Perforada (Cañoneada): Es el tipo de completación que más se usa en la actualidad, ya sea en pozos poco profundos (4000 a 8000 pies), como en pozos profundos (10000 pies o más).
Factores que determinan el tipo de configuración mecánica.
Tipo de pozo (productor, inyector, etc).
Número de zonas a completar.
Mecanismo de producción.
Procesos de recuperación secundaria (inyección de agua, inyección de gas, etc).
Grado de compactación de la formación.
Posibilidades de futuros reacondicionamientos.
Costos de los equipos.
Tipos de Completación de acuerdo a la configuración mecánica.
Completación sencilla
Completación sencilla convencional.
Completación sencilla selectiva
Completación múltiple
Milagros Cabeza 14.056.595 IP-N3
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ResponderEliminarBuenas tardes,
ResponderEliminarEl cañoneo es el proceso de crear abertura a través de la tubería de revestimiento y el cemento, para establecer comunicación entre el pozo y las formaciones seleccionadas. Las herramientas para hacer este trabajo se llaman cañones.
Existen muchas técnicas de cañoneo por lo que es muy importante instruirnos para así poder entender, como por ejemplo:
• Densidad de cañoneo: es el número de cargas por unidad de longitud, con dispositivos especiales se puede elevar a 8y 12 TPP.
• Dirección de Tiro: Nos indica el ángulo entre cargas.
• Separador de Cargas: Indica la distancia entre la pares interior del revestidor y la carga
• Penetración: Es la longitud de la perforación realizada por una carga dada.
Las técnicas de cañoneo permiten establecer una comunicación entre el yacimiento y el pozo para poder evaluar las zonas productoras, mejorar la producción y efectuar trabajos de inyección de cemento a la formación.
Tipos de Cañoneos.
• Tipo Chorro
• Tipo Bala
• Tipo Hidráulico.
Milagros cabeza 14.056.595 IP-N3
BUENAS NOCHE COMPAÑEROS, AMIGOS, Y PROFESORA…………………………. LES DESEO UN PROSPERO AÑO 2011, QUE DISFRUTEN MUCHO CON SUS SERES QUERIDO, RECUERDEN LAS MEDIDAS DE SEGURIDAD, DE ELLAS MUCHAS VECES DEPENDE LA VIDA………. CUIDENSE.
ResponderEliminarLEOBELIS FAYAYOR
ESTE ES MI COMENTARIO QUE HOY FUE QUE LO PUDE ENVIAR…….
CEMENTACIÓN DE POZOS:
Consiste en colocar una lechada de cemento entre la tubería de revestimiento y las paredes del hoyo. Su objetivo es evitar derrumbes en la formación, la comunicación entre distintas arenas productoras, entre otros.
COMPLETACIÒN:
Es un conjunto de trabajos que se realiza en un pozo, Esto con el objetivo de dejarlos en condiciones optimas para producir los fluidos de la formación.
PERFORACIÓN:
Es un proceso físico que se lleva a cabo para explorar hoyos o pozos desde la superficie hasta el yacimiento, con el objetivo de extraer sus fluidos.
FLUIDOS DE PERFORACIÓN:
Es una mezcla de sustancia física y química, las cuales facilitan y ayudan hacer más rápida la perforación de un pozo.
TUBERÍAS DE PRODUCCIÓN:
Son tuberías que se utilizan para extraer los hidrocarburos desde el yacimiento hasta la superficie, lo cual va a depender de las características del yacimiento, tipo de fluido y método de producción.
REVESTIDORES:
Son tuberías que se utilizan para proteger las formaciones, aislar las zonas problemáticas de presiones anormales o subnormales, a demás para evitar la erosión del pozo durante la perforación. se colocan es varias secciones dependiendo de la profundidad del pozo: revestidos superficial, intermedio y de producción.
La segunda clase de REACONDICIONAMIENTO DE POZOS,
EQUIPOS DE COMPLETACION:
1.) Equipos de subsuelo:
-sarta de producción, tubería de producción, empacaducha de producción niples, tapone, mangas, camisa de circulación
Sarta de producción:
Son tuberías que constituyen arreglos tubulares y equipos de fondos, estos arreglos van des los más sencillos hasta los más complejos.
Tubería de producción:
Son tuberías que se utilizan para producir el pozo.
De acuerdo al grado de acero, los más utilizados son:
J-65, C-75, C-95, C-98, N-80 y P-105.
Empacadura de producción:
Es una herramienta que sirve de sello entre la tubería de producción y el revestidor de producción, para evitar el movimiento de los fluidos, a demás permite aislar las perforaciones cuando se produce varias arenas en un solo pozo.
TIPOS:
Empacaduras recuperables, permanentes y permanentes- recuperables.
Niples:
Son dispositivos que van insertados en la tubería de producción, diseñados para controlar la producción de la tubería.
Tapones:
Se utilizan para taponar la tubería de producción, Estos son utilizados en función de las presiones con las que se están trabajando los fluidos.
Mangas:
Son equipos de comunicación o separación, que están instalados en la tubería de producción.
SUS funciones SON:
Matar pozos, Lavar arena, traer pozo a producción y producción de pozos en múltiples zonas.
Camisa de circulación:
Son diseñas para facilitar la comunicación entre el anular del revestidor y la tubería, permitiendo la circulación del pozo, para sí controlar las p recuperables.
EQUIPOS DE SUPERFICIE
Cabezal del pozo:
Dispositivos que se encuentra en la parte superior del pozo, Se dividen en dos partes fundamentales que son los colgadores del revestidor y los colgadores de tubería de producción.
CLASE N ° 3 DE REACONDICIONAMIENTO DE POZOS.
ResponderEliminarCompletacion de pozos
es una serie de operaciones que se llevan a cabo después de la perforación o durante los trabajos de reparación,
En la coMpletacion de pozos se deben tomar en cuenta varios aspectos como:
El revestimiento del hoyo
La disposición del equipo de producción
El número de zonas productoras.
Existen tres tipos de completación de pozos de acuerdo a las características del pozo, estos son:
- Completacion a hueco abierto.
- Completacion a hueco Abierto con Forro o Tubería Ranurada.
- Completacion con Tubería de Revestimiento Perforada (Cañoneada).
FACTORES QUE SE DEBEN CONSIDERAR PARA EL DISEÑO DE COMPLETACION DE POZOS
Se deben tomar en cuenta los siguientes factores:
1. Factores ambientales:
- Ubicación del pozo, Profundidad. Presión y temperatura del yacimiento. Configuración del yacimiento. Mecanismo de producción del yacimiento.
- Características de los fluidos y de las rocas.
2. Restricciones del entorno:
- Cementación primaria. Daño de formación. Conificacion de agua y gas.
- Corrosión.
3. Rcursos disponibles:
- Tasa de producción. Técnica de producción. Estimulación futura. Métodos de reparaciones futuras. Posibilidad de inyección de fluidos. Dispositivo de seguridad.
TIPOS DE COMPLETACION DE ACUERDO A LA CONFIGURACION MECANICA DE LOS POZOS
- Completacion sencilla:
Es aquella que tiene como objetivo producir una sola formación. Las dos tipos de completaciones sencillas son:
• Completacion sencilla convencional:
La producción se realiza por una sola zona, a través de la tubería de producción.
• Completacion sencilla selectiva:
Se utiliza para separar varias zonas productoras colocando empacaduras, produciendo por medio de mangas o válvulas de circulación.
- Completacion múltiple:
Se tiene como objetivo producir dos o más yacimientos, en un mismo pozo y sin que se mezclen los fluidos de los diferentes yacimientos.
ClASE N°4 de REACONDICIONAMIENTO DE POZOS
ResponderEliminarEl cañoneo:
Es una técnica aplicada para proveer una comunicación efectiva entre el pozo y el yacimiento.
TECNICAS DE CAÑONEO:
Existen varios daños a la que está expuesta la formación son:
- Daños por fluidos de perforación.
- Daños por cementación.
- Daños por completacion.
- Daños por cañoneo.
La formación que está en la cercanía del pozo es la sufre mayor daño debido a que está en contacto directo con la perforación cuando se produce la detonación del disparo para hacer el cañoneo
Técnicas
- SOBRE BALANCE
Presiones a perforar:
La presión hidrostática es mayor a la presión de yacimiento.
Presiones a cañonear: la Phid > Py
Factor skin: el daño es mayor (S > 0)
Método de cañoneo:
Se utiliza cañoneo por revestidores.
- BAJO BALANCE:
Presiones a perforar: la Phid < Py
Presiones a cañonear:
Presión hidrostática menor a la presión del yacimiento.
Factor skin: la estimulación es menor (S < 0)
Método de cañoneo: cañoneo por tuberías de producción.
- BALANCE:
Presiones a perforar: Phid = Pyac
Presiones a cañonear: Phid = Pyac
Factor skin: S = 0
Método de cañoneo:
Cañones transportados por la tubería de producción.
Factor skin:
La técnica bajo balance se utiliza para evitar daños en la perforación.
LOS METODOS DE CAÑONEO
• Cañoneo por revestidor (Csg): los cañones son bajados por el revestidor utilizando equipos de guaya.
• Cañoneo por tubería de producción (Cbg): el cañoneado es bajado por dentro de la tubería de producción y debe estar colocada la empacadura.
• Cañones transportados por la tubería de producción (Tcp): el cañón es transportado por el extremo inferior de la tubería de producción
PARAMETROS DE CAÑONEO
1.) Densidad de disparo: se refiere al número de cargas por unidad de longitud. Pueden ser de 2, 4, 6, 8, 12 tiros por pies. En la industria es más utilizado es el de 8TPP.
2.) Fases:
Indica el ángulo entre cargas, puede ser de 45°, 60° y 90°, va a depender de la cantidad de tiro.
3.) Longitud de la perforación:
Es la longitud que va desde la cara de la arena, hasta el final de la explosión, que se genera por el proceso de cañoneo.
4.) Diámetro del orificio del túnel:
Es el diámetro que se crea en la formación por la explotación del cañoneo.
La producción de hidrocarburos
ResponderEliminarComprende el recorrido de los fluidos desde el yacimiento hasta la superficie.
Componentes del proceso de producción:
• Yacimiento
• Completacion
• Pozo
• Línea de flujo superficial
La tasa optima de producción,
Es la intersección entre la curva de oferta y de demanda. La curva de oferta se denomina como la presión de entrada del fluido al nodo, y la curva de demanda definida como la presión de salida del nodo, cuando estas dos fases se cruzan formando una intersección que da origen a la tasa óptima de producción.
La producción de un pozo por flujo natural:
Es cuándo la presión disponible y la requerida son iguales en cualquier punto, sección o nodo del sistema de producción.
Método de levantamiento artificial tal ;
Levantamiento artificial por gas. GAS LIFT,
Bombeo mecánico convencional,
Bombeo electrosumergible
Bombeo de cavidad progresiva…
Levantamiento Artificial por Gas:
Este consiste en adicionar gas a los fluidos del pozo para disminuir su densidad y con esto reducir las pérdidas de presión en la tubería.
Consideraciones del diseño:
• Equipos de subsuelo
• Manejo de sólidos
• Tasa de producción
• Profundidad y sartas en las cabillas
• Costo de inversión
Buenos dias.soy jose alejandro armas.c.l.19068187 de la seccion ig-v2.ante todo un gran saludo a usted y a su familia.mi segundo comentario de reacondicionamiento de pozo.en verdad le doy las gracias por que en verdad a hora si quede bien claro sobre los fundamentos teoricos:cañoneo de pozo,parametros de cañoneo,daño del pozo,daño del cañoneo.Igualmentelos metodos de cañoneo las ventajas y desventajas que ofrece cada una de ella.Igualmente los explosivos que estan presentes en el cañoneo.
ResponderEliminarbuenos dias.soy jose alejandro armas cl:19068187 para seguir comentandole sobre las clases que hemos compartido con usted.sobre las tecnicas sobre balance.las presiones perforar:phid >pyac.presiones a cañonear phid>pyac..igualmente e podido que cuando hay cargas de alta penetracion y de baja penetracion es la carga ideal para trabajar con los pozos.tienen que ser mas colidas deberian ser para las altas durezas.
ResponderEliminar>pyac
bueos dias.sobre los equipos de subsuelo de la uidad:1.soy jose alejandro armas.cl.19068187.los eqipos estan compuestos pricipalmente por la s- arta de produccion,tuberia de produccion:
ResponderEliminar-tipos de acero:
-acero alcarbono
-acero onoxidable.
-tambien se pudo conoser las camisas que se utilizan en el pozo. las camisas de circulacion:que son diseñadas de tal manera que faciliten la comunicacion entre el anular.
buenas noches ya soy miembro del blogs luego les continuo comentando!!!!!!!!!!! saludos a
ResponderEliminartodos
No estaba muy actualizada en este ambito pero cada dia ire reforzando mis conocimientos para q cada entrada al blogs sea amena y dinamica!!!!!!!!!!!!! hasta luego......
ResponderEliminarBuenas tardes! profe. Chasoy… No había realizados mis comentarios xq no había encontrado como entrar y hasta se me había olvidado… Con respecto a todas las clases que hemos visto en Producción 2. Le puedo decir se discutieron temas como la curva de oferta y demanda, asi como también el comportamiento de producción de los pozos.
ResponderEliminarAdemás se discutieron los diferentes tipos de métodos de producción, los cuales son el Sistema de Bombeo Hidraulico, el cual transmite energía desde una bomba reciprocante o jets accionada desde la superficie. El Bombeo de cavidades progresiva que es accionado por una bomba de desplazamiento accionada desde la superficie por medio de cabillas que transmiten energía. Y otros métodos como el Bombeo Electrosumergible y el tradicional Bombeo Mecanico.
Uno de los métodos q me llama mas la atención es el de Gas Lift que transmite energía para disminuir la presión hidrostática para asi poder aligerar la presión hidrostática de la formación….
Argenis Gomez IP-M1
Buenas noches, comentando acerca de las clases que ya hemos visto de yacimiento I, le puedo decir que fueron interesantes ya que nos permite conocer acerca de los yacimientos que se encuentran en formación. Estudiamos acerca de la porosidad que es una medida de los espacios vacíos en un material, y se mide como fracción, entre 0-1, o como a porcentaje entre 0-100%. También indagamos acerca de la permeabilidad, que es la capacidad de un material para permitir que un fluido lo atraviese sin alterar su estructura interna. Se dice que un material es permeable si deja pasar a través de él una cantidad apreciable de fluido en un tiempo dado, e impermeable si la cantidad de fluido es despreciable. La velocidad con la que el fluido atraviesa el material depende del tipo de material, de la naturaleza del fluido, de la presión del fluido y de la temperatura.
ResponderEliminarOtros temas que se estudiaron fueron la humectabilidad, la gravedad api, la saturación y entre otros….
Edualis González C.I: 18.896.801
IP-M1 / Yacimiento I
Siguiendo con los comentarios haciendo énfasis esta ves a Producción II; las clases vistas fueron interesantes porque se conoció acerca del levantamiento artificial por gas Gas Lift, ya que este método es requerido cuando la presión del yacimiento no tiene suficiente capacidad para fluir por si sola…
ResponderEliminarEdualis González C.I: 18.896.801
IP-M1 / Ing. De Producción II
Hola prof Anyi cual es el nombre del documento en PDF que va para el examen de dia 17 de enero de produccion II. soy leinvis lopez....
ResponderEliminarProf Anyi me disculpa por no conectarme en los demas comentarios porque no sabia como era pero yo tengo todos los comentarios de las demas clases cuando lo haga los publico todos....
ResponderEliminarAhora si estoy claro con lo del blogspot.....
ResponderEliminarLa completación de pozos son actividades que se inician luego de la perforación o durante actividades de reparación del agujero hasta que se coloca el pozo en producción y en condiciones óptimas. Cuando se va a realizar una completación se deben considerar aspectos como:
ResponderEliminar El revestimiento del agujero; esto es una manera de proteger el agujero con la tubería de revestimiento, conforme con la profundidad y además con el tipo de formación que este produciendo.
Disposición del Equipo de Producción; el diseño de los equipos de tuberías, empacaduras, niples entre otros se conectan entre si y permiten producir zonas con hidrocarburos.
Número de Zonas Productoras; al momento de producir una formación se debe conocer la cantidad de lentes productivos que son posibles a ser abiertos y a la producción, estos dependen tanto del potencial como de la profundidad.
Bajo estos aspectos y consideraciones descritas anteriormente se efectúa generalmente la completación de pozos, la cual esta conformada en varios tipos fundamentales:
Completación a hueco abierto.
Completación con tubería ranurada no cementada.
Completación a hueco revestido y cañoneado.
Cada una de estas completaciones presenta ventajas y desventajas las cuales son utilizadas para cada completación según el tipo de formación y las condiciones que presente.
Completación a Hueco Abierto: Se emplea en zonas donde la formación es agudamente compactada, el intervalo de completación debe ser entre 100 y 400 pies, en toda su longitud. Consiste en correr y cementar el revestimiento de producción hasta el tope de la zona de interés, luego se sigue perforando hasta la base de esta zona y se deja sin revestimiento. Las ventajas principales relacionadas con este tipo de completación son: El diámetro del agujero esta disponible para el flujo, si la zona no se va a cañonear, la interpretación del perfil del agujero no es crítica y además el agujero se puede profundizar fácilmente o cambiar a una completación con forro y empacar con grava. La completación a hueco abierto presenta una serie de desventajas, estas son: no hay forma de regular el flujo hacia el hueco, no se puede controlar efectivamente la producción de gas o agua, es difícil tratar los intervalos productores en forma selectiva.
Este tipo de completación tiene mayor aplicación en formaciones de caliza, debido a su consolidación.
Completación con tubería ranurada no cementada: Este método permite efectuar empaques con arena, el revestidor de producción es asentado y cementado por encima de la zona productora y una tubería ranurada se instala al revestidor mediante un colgador. Sus ventajas y desventajas se basan en la zona productora, el cañoneo, la interpretación de registros, la producción de gas o agua, en este método las principales ventajas son las siguientes: disminución del daño a la formación mientras se perfora la zona productora, eliminación del costo del cañoneo, la interpretación de los registros no es crítica.
Completación a Hueco revestido y Cañoneado: El revestidor es asentado a través de la formación productora y se cementa. Posteriormente, se cañonea para establecer comunicación entre el hoyo y la formación.
Configuración Mecánica de los Pozos
ResponderEliminarLos diagramas mecánicos son representaciones gráficas de la completación del pozo, es decir, los componentes que se encuentran en el subsuelo. Un ingeniero debe interpretar estos diagramas para manejar de manera efectiva las operaciones de superficie y poder participar de manera activa en los diferentes procedimientos en el subsuelo. Para llegar al yacimiento ó arena productora, se debe perforar el pozo como lo señale en mis entradas anteriores y luego completarlo mediante tuberías y otros dispositivos que son necesarios para producir el pozo. Los diagramas mecánicos se clasifican en:
Completación Sencilla.
Completación Selectiva.
Completación Convencional o Dúal Concéntrica.
Completación Sencilla: Es cuando un pozo se produce por una tubería de producción o el casing.
Completación Selectiva: Cuando el pozo produce por una tubería de producción y a su vez puede seleccionarse la arena por la cual se desea producir.
Completación Dual Concéntrica: El pozo produce por un tubing que puede ser selectivo y al mismo tiempo producir por el casing y el tubing.
Completación Múltiple
El objetivo principal es producir dos o más yacimientos, en un mismo pozo y sin que se mezclen los fluidos de los diferentes yacimientos.
Consideraciones en el Diseño de Completación de Pozos.
Para el diseño de la completación de pozos se deben tomar en cuenta los siguientes factores:
Los factores ambientales debido a que influyen en el sistema y lo limitan, pero acerca de los cuales no puede hacerse nada. Sus tipos son:
Ubicación del pozo.
Profundidad.
Presión y temperatura del yacimiento.
Configuración del yacimiento.
Mecanismos de producción del yacimiento.
Características de los fluidos y de las rocas.
Otro factor importante son las restricciones del entorno, las cuales impiden que el sistema funcione bien en todo momento. Los tipos son:
Cementación primaria.
Daño a la formación.
Conificación de agua o gas.
Corrosión.
Además, los recursos disponibles, debido a que estos ayudan a que el sistema logre sus objetivos, estos si pueden mejorarse. Los tipos son:
Tasa de producción.
Técnica de producción.
Estimulación futura.
Métodos de reparaciones futuras.
Posibilidad de inyección de fluidos.
Técnicas de Cañoneo
ResponderEliminarEl cañoneo permite establecer comunicación entre dos sistemas: yacimiento y pozo. Como consecuencia del movimiento de fluido entre ambos permite: evaluar zonas productoras, mejorar la producción e inyección y efectuar trabajos de inyección de cemento en la formación.
Hay que tomar en cuenta que el cañoneo produce daño a la formación (Scañ) además la cementación (Sct), los fluidos de perforación o de empaque (Sfp) y la completación (Scomp) también forman parte de los daños a la formación. Desde el punto de vista del daño ocasionado, el daño (S) mayor se encuentra en las cercanías del pozo; un pozo horizontal se asume porque en función de producción hay mayor área expuesta al flujo.
Métodos del Cañoneo
Entre los métodos de cañoneo mas comunes existen:
Cañoneo por revestidor (Csg)
Cañoneo por tubería de producción (Cbg)
Cañones transportados por la tubería de producción (Tcp)
Cañoneo por revestidor (Csg); los cañones son bajados por el revestidor utilizando equipos de guaya.
Cañoneo por tubería de producción (Cbg); el cañoneado es bajado por dentro de la tubería de producción y debe estar colocada la empacadura.
Cañones transportados por la tubería de producción (Tcp); el cañón es transportado por el extremo inferior de la tubería de producción
Técnicas, presiones y factores a tomar en cuenta en el cañoneo.
Sobrebalance
La presión hidrostática o presión del fluido de perforación debe ser mayor a la presión del yacimiento, es decir perforar a altas presiones en el fluido que se utiliza.
En este caso el factor skin o daño es mayor a cero. S>0.
Para evitar un reventón la relación de las presiones dentro del agujero deben ser de la siguiente manera: Presión hidrostática > Presión del yacimiento.
El método de cañoneo es cañones bajados con el revestidor.
Bajo Balance
La presión hidrostática en este caso ejercida en el fondo del pozo es menor a la presión de la formación. El factor daño es menor a cero. S<0.
Para evitar un reventón la relación de las presiones dentro del agujero deben ser de la siguiente manera: Presión del yacimiento < Presión hidrostática.
Los métodos de cañoneo son varios: Cañones bajados por la tubería de producción, cañones transportados por la tubería de producción.
Balance
Cuando un pozo se produce en balance o balanceada significa que la presión hidrostática ejercida sobre el fondo del pozo es igual a la presión de la formación. El factor daño es igual a cero. S=0.
Para evitar un reventón la relación de las presiones dentro del agujero deben ser de la siguiente manera: Presión del yacimiento < Presión hidrostática
Tiene dos métodos de cañoneo: bajados por la tubería de producción y transportados por la tubería de producción.
En los métodos de cañoneo se usan términos que aunque parezcan iguales presentan diferencias, cuando se dice que el cañoneo es bajado por la tubería de producción se refiere a que el cañón se baja por dentro y cuando se dice que es transportado por la tubería de producción hace referencia a que el cañón se baja con guayas. Existen además casos inclinados o direccionales.
Hay dos fuerzas principales que trabajan en forma opuesta en un pozo. Estas son la presión de la columna hidrostática de fluido y la presión de formación. Si una de las presiones supera a la otra entonces puede ocurrir una urgencia o una pérdida de circulación. Debido a que la presión hidrostática es función de la densidad del fluido de trabajo en el pozo, su valor debe ser muy controlado.
Consideraciones de Cañoneo
ResponderEliminarDensidad del Cañoneo: Son el número de cargas por unidad de longitud. Las mas comunes son las de 2 a 4 tiros por pie (TPP). Con dispositivos especiales, esta densidad se puede elevar a 8 y 12 TPP.
Dirección del Tiro (Fases): Indica el ángulo entre cargas. Así, por ejemplo, las cargas pueden ser disparadas en una o varias direcciones, de acuerdo con el ángulo que puede ser de 45°, 80°, 90° y dependen de la cantidad de tiros.
Longitud del túnel: Es la longitud de la perforación realizada por una carga dada. Usualmente siguiendo el método API.
Diámetro del orificio del túnel: representa el diámetro del agujero que se crea en el revestidor durante el proceso de cañoneo.
Tipos de Carga y explosivos
ResponderEliminarLas cargas y explosivos utilizadas en el cañoneo están basadas en factores determinantes de presión y temperatura en el fondo, dichos explosivos tienen un tiempo de vencimiento que solo depende de la temperatura. Los explosivos tienen la energía necesaria para realizar una penetración efectiva en el revestimiento, cemento y formación y la eficiencia de las cargas utilizadas en las operaciones de cañoneo depende de los explosivos utilizados, la rapidez con que dicho dispositivos actúen dependerá de su clasificación.
Tipos de Explosivos
Entre los tipos de explosivos tenemos los de alto y bajo nivel, a continuación las características:
Explosivos bajo nivel:
Reacción sub-sónica en un proceso llamado deflagración.
Velocidad de reacción entre 830 y q500 m/s; una vez que se dotan de carga es la velocidad para vencer revestidor, cementación con el fin de llegar a la formación virgen.
Sensibles al calor, fuego, fricción impacto mecánico y energía electrostática; tiene muchos aspectos en su desempeño, buenos y malos, es decir, muchas cosas que controlar para realizar un cañoneo exitoso.
Explosivos de Alto Nivel:
Reacción supersónica.
Tienen velocidades de reacción mayor a los 1500 m/s.
La presión producida solo dura unos pocos microsegundos.
Normalmente son utilizados en operaciones de cañoneo.
Una vez que se tiene la temperatura de formación se evalúa cual es la carga que se va a utilizar.
Existen explosivos específicos como: RDX, HMX, HTX, HNS cada uno de ellos actúa con cierta temperatura durante un periodo de horas determinado, la elección de uno de ellos depende de los requerimiento que se desee para estimar el tipo de carga y el numero de horas.
Hay cargas de alta penetración y de baja penetración.
La forma de la carga depende directamente de la condición en la cual se encuentre el yacimiento.
Yo creo que no es necesario copiar/pegar de las guias la idea es compartir lo que se entendio a traves del Blog pero bueno que se hace... Con respecto a la clase no entendi mucho el ejercicio pero se que de el dependen la ubicacion exacta de cada valvula en el hoyo...
ResponderEliminarBuen dia profe y estimado compañero de clase ahora si estamos al dia con el blog en yacimiento uno estuve un poco confuso al principio gracias al compadre que nos esta explicando los despeje vamos bien...y seguimos trabajando para pasar la materia...seguiremos comentando
ResponderEliminarReacondicionamiento de pozo:es una materia interesante para el futuro como ingeniero, sobre los ejercicio de la ultima clase a medida de que avance la explicacion lo entendere mejor gracia a que tenemos una buena profesora..
ResponderEliminarhola profe estamos al dia con la clase y el blospot ahora si podemos hacer el comentario
ResponderEliminarbuenos dias prof. en cuanto a la ley de darcy y los ejercicios es un poco complicado ya que se requiere de mucha practica a los ejercicios...
ResponderEliminarHOLA BUENAS TARDE TENGAN TODOS:
ResponderEliminarEl Sistema de producción y sus componentes
El sistema de producción está formado por el yacimiento, la completación, el pozo y las facilidades de superficie.
El yacimiento es una o varias unidades de flujo del subsuelo creadas e interconectadas por la naturaleza, mientras que la completación (perforaciones ó cañoneo), el pozo y las facilidades de superficie es infraestructura construida por el hombre para la extracción, control, medición, tratamiento y transporte de los fluidos hidrocarburos extraídos de los yacimientos.
El Proceso de producción de un pozo petrolero, comprende el recorrido de los fluidos desde el radio externo de drenaje en el yacimiento hasta el separador de producción en la estación.
RECORRIDO DE LOS FLUIDOS EN EL SISTEMA
Transporte en el yacimiento
Transporte en las perforaciones
Transporte en el pozo:
Transporte en la línea de flujo superficial
Los cuatro componentes son los que hacen posible del proceso de producción un constante reto, puesto que el fluido es extraído desde el yacimiento a la superficie, además hay una presión de entrada (pws) y una presión salida o entrega (psep).
CURVA DE OFERTA Y DEMANDA:
La representación gráfica de la presión de llegada de los fluidos al nodo en función del caudal o tasa de producción se denomina Curva de Oferta de energía o de fluidos del yacimiento.
La representación gráfica de la presión requerida a la salida del nodo en función del caudal de producción se denomina Curva de Demanda de energía o de fluidos de la instalación.
Si él sistema de producción está en condiciones optimas de yacimiento y el diseño entonces se genera una tasa de equilibrio, puesto que la curva de oferta y de demanda se interceptan en un mismo punto donde se obtiene la tasa optima de producción.
PRODUCCIÓN POR FLUJO NATURAL
Se dice que un pozo está en condiciones de flujo natural cuando en cualquier punto, sección o nodo del sistema de producción, Es la condición de flujo en la cual ambas presiones requeridas y disponibles son iguales.
MÉTODO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL. Es la utilización de fuente externa de energía con fines de levantar los fluidos desde el fondo del pozo hasta el separador.
Entre los métodos de levantamiento Artificial se encuentran:
El levantamiento Artificial por Gas (GAS LIFT)
Bombeo Mecánico (B.M.C)
Bombeo Electro- Centrífugo Sumergible (B.E.S)
Bombeo de Cavidad Progresiva (B.C.P)
El objetivo de los métodos de Levantamiento Artificial
ResponderEliminarEs minimizar los requerimientos de energía en la cara de la arena productora con el objeto de maximizar el diferencial de presión a través del yacimiento y provocar, de esta manera, la mayor afluencia de fluidos sin que generen problemas de producción: arenamiento, conificacion de agua, etc.
Bombeo mecánico convencional. No es más que un procedimiento de succión y transferencia casi continúa del petróleo hasta la superficie.
El balancín de producción, imparte el movimiento de sube y baja a la sarta de varillas de succión que mueve el pistón de la bomba, colocada en la sarta de producción o de educción, a cierta profundidad del fondo del pozo.
Bombeo electro sumergible:
Se basa en la utilización de bombas de subsuelo de tipo centrífuga de múltiples etapas ubicadas en el fondo del pozo la cual es accionada por motores eléctricos.
Bombeo de cavidad progresiva:
Consiste en una bomba de desplazamiento positivo engranada en forma espiral, cuyos componentes principales son un rotor metálico y un estator cuyo material es elastómero generalmente.
CONSIDERACIONES DE DISEÑO:
Para una buena selección del equipo a utilizar es necesario conocer datos que soporten la decisión, entre estos datos podemos citar: la tasa de producción esperada, las cargas a soportar por las cabillas, las cargas en la caja de engranajes de la unidad de bombeo, costos de energía, aporte del yacimiento, etc.
FACTORES MÁS IMPORTANTES A CONSIDERAR:
Bomba de Subsuelo:
Es el primer elemento que se debe considerar al diseñar una instalación de bombeo mecánico para un pozo, ya que de acuerdo al tipo, tamaño y ubicación, se dimensiona el resto de los componentes del sistema.
Manejo de sólidos:
Los sólidos pueden generar efectos indeseables en la bomba, Esto es debido a que la bomba de subsuelo es un conjunto de componentes metálicos en movimiento con un ajuste específico.
Tasa de Producción
Profundidad y Sarta de Cabillas
Costos de inversión
Cargas en las cabillas y en la caja de engranajes
Costos de la energía y eficiencia del sistema
Objetivo
ResponderEliminarEl objetivo principal del análisis nodal es conocer el punto de operación de un sistema de levantamiento artificial, en donde se relaciona el aporte del yacimiento con el sistema de levantamiento que incluye la tubería de producción hasta la superficie.
Análisis Nodal en bombeo mecánico
Se requiere el cálculo de las caídas de presión en función de la tasa de flujo para cada uno de los componentes.
El procedimiento para el análisis requiere la selección de un nodo, en donde se calcularán las presiones que satisfagan la física del sistema (aguas arriba y aguas abajo del nodo). Este procedimiento es llamado análisis nodal.
El nodo puede ser seleccionado en cualquier punto del sistema Los más comunes son:
El separador,
El cabezal del pozo,
Las perforaciones
El yacimiento.
En métodos de levantamiento artificial por bombeo los nodos de mayor interés durante la etapa de diseño se ubican en la succión y en la descarga de la bomba.
Los dos criterios que se deben cumplir en un análisis nodal son:
�� El flujo hacia el nodo debe ser igual al flujo que sale del mismo.
�� Solo puede existir una presión en el nodo, a una tasa de flujo dada.
En el caso del bombeo mecánico, el sistema puede considerarse compuesto por los siguientes elementos principales:
�� El yacimiento,
�� El pozo, incluyendo los componentes y elementos de este tipo de levantamiento ubicados en el fondo del pozo,
�� La línea de flujo, la cual incluye separadores y tanques de almacenamiento.
GAS LIFT
Levantamiento Artificial Por Gas
El proceso consiste en transferir energía al fondo del pozo o disminuir la densidad del fluido en el pozo para reducir la presión hidrostática de la formación.
Usa gas a alta presión en adición al gas de formación. Los fluidos producidos son levantados mediante la reducción de la densidad del fluido en el pozo para aligerar la columna hidrostática, ola contra presión
El levantamiento artificial por gas (LAG) es un método primario de producción de fluidos de un pozo mediante la inyección continua de gas a alta presión, para aligerar la columna hidrostática en la tubería de producción.
1. necesita una fuente de suministro de gas
2. si el gas es corrosivo, requiere tratamiento
3. posibles altos costos de instalación
4. modificaciones a las plataformas existentes
5. mantenimiento e instalación de compresor
6. limitada por la presión de yacimiento disponible
Levantamiento artificial por gas continúo
Flujo Continuo Ventajas
Maximiza el uso de gas disponible en el yacimiento.
Maneja grandes volúmenes de producción.
Criterios para la Selección del Método
Tanto el método intermitente como el continuo tienen sus ventajas, y depende del comportamiento de cada pozo el uso de un método u otro. Las condiciones que favorecen el flujo continuo son los siguientes:
Alta tasa de producción
Alta relación gas-fluido del yacimiento
Diámetros pequeños de tubería
Diámetros pequeños de tubería
EQUIPOS EN SUBSUELO
Válvulas para Levantamiento de Gas Lift
Clasificación
Válvulas Operadas por Presión de Gas
Válvulas Operadas por Presión de Fluido.
Objetivo
ResponderEliminarEl objetivo principal del análisis nodal es conocer el punto de operación de un sistema de levantamiento artificial, en donde se relaciona el aporte del yacimiento con el sistema de levantamiento que incluye la tubería de producción hasta la superficie.
Análisis Nodal en bombeo mecánico
Se requiere el cálculo de las caídas de presión en función de la tasa de flujo para cada uno de los componentes.
El procedimiento para el análisis requiere la selección de un nodo, en donde se calcularán las presiones que satisfagan la física del sistema (aguas arriba y aguas abajo del nodo). Este procedimiento es llamado análisis nodal.
El nodo puede ser seleccionado en cualquier punto del sistema Los más comunes son:
El separador,
El cabezal del pozo,
Las perforaciones
El yacimiento.
En métodos de levantamiento artificial por bombeo los nodos de mayor interés durante la etapa de diseño se ubican en la succión y en la descarga de la bomba.
Los dos criterios que se deben cumplir en un análisis nodal son:
�� El flujo hacia el nodo debe ser igual al flujo que sale del mismo.
�� Solo puede existir una presión en el nodo, a una tasa de flujo dada.
En el caso del bombeo mecánico, el sistema puede considerarse compuesto por los siguientes elementos principales:
�� El yacimiento,
�� El pozo, incluyendo los componentes y elementos de este tipo de levantamiento ubicados en el fondo del pozo,
�� La línea de flujo, la cual incluye separadores y tanques de almacenamiento.
Mi nombre es karlenys Pérez
ResponderEliminarMateria yacimiento I
YACIMIENTO:
Es una unidad geológica de volumen limitado, poroso y permeable, capaz de contener hidrocarburos líquidos y gaseosos.
PARA LA INDUSTRIA PETROLERA EXISTEN ASPECTOS FUNDAMENTALES COMO LO SON:
Condiciones geológicas
Las propiedades de los fluidos
EN LAS CONDICIONES GEOLÓGICAS TENEMOS LOS TIPOS DE ROCAS COMO SON:
Rocas ígneas
Rocas Metamórficas
Rocas Sedimentarias
LAS ROCAS SEDIMENTARIAS:
Son aquellas resultantes de la unión de elementos de rocas pre-existentes que dan lugar a un sólido continuo.
CLASIFICACIÓN DE LAS ROCAS SEDIMENTARIA:
Rocas Detríticas y no detríticas.
LOS YACIMIENTOS DE HIDROCARBUROS SE CLASIFICAN EN DE ACUERDO A SUS CRITERIOS:
Geológicamente.
Según su estado de los fluidos en el yacimiento.
De acuerdo al mecanismo de producción.
EN LAS PROPIEDADES FÍSICAS EN EL MEDIO POROSO:
Porosidad:
Se define como la relación entre el volumen poroso y el volumen total de la roca.
TIPOS DE POROSIDAD:
Porosidad absoluta o total
Porosidad efectiva
Porosidad relativa
PERMEABILIDAD:
ResponderEliminarEs una característica inherente a la roca que da una idea de la habilidad a dejar fluir un fluido atreves de los canales que constituyen el volumen poroso interconectados si los poros no están interconectados no puede existir permeabilidad.
TIPOS DE PERMEABILIDAD:
• Permeabilidad absoluta:
Es cuando existe una sola fase cuando satura un 100%.
• Permeabilidad efectiva: Es cuando existe más de una sola fase.
• Permeabilidad relativa: relación entre la absoluta y efectiva.
ENTRE LOS FACTORES QUE AFECTAN LA POROSIDAD TENEMOS:
El tipo de empaque.
El material cementante.
Capa suprayacente.
Distribución de los granos.
Presencia de las partículas finas de arcillas.
EN SISTEMA ROCA FLUIDO TENEMOS:
La humectabilidad
Los procesos de drenaje imbibición
Tortuosidad
Tensión interfacial
Tensión superficial
La histéresis de capilaridad
Presión capilar
Que es el cañoneo de pozos:
ResponderEliminarEs una técnica mediante la cual la formación se pone en contacto con el pozo ya revestido y cementado. Adicionalmente la zona dañada, reduciendo así el efecto daño en el rendimiento del pozo.
Técnicas de cañoneo:
Sobre balance: cañones bajados por revestidor
Bajo balance: tiene dos métodos
• Cañones bajados por tubería de producción: se bajan por dentro de la tubería.
• Cañones transportados por tubería de producción: se bajan con guaya fina este es el que se usa.
¡Como esta cada formación desde el punto de vista del daño que se ha ocasionado¡ En las cercanías del pozo existe mayor daño.
En perforación se utiliza sobre balance
En completacion bajo balance
El diseño de las cargas es lo que hace posible la forma del túnel.
Parámetros de cañoneo:
Longitud de las perforaciones Densidad de disparo
Grados y fases Diámetro del túnel perforado
Daños del pozo Daños del cañoneo
Diferencial de presión Penetración parcial
Flujo turbulento
Tipos de carga y explosivo:
Tienen un factor determinante que es la temperatura. Hay que trabajar con la que más se adapte y que esté presente en el yacimiento.
Una vez que se tiene la temperatura de formación se evalúa cual es la carga que se va a utilizar.
Tipos de explosivos:
Explosivo de bajo nivel:
1- ) reacción sub-sónica en un proceso llamado deflagración:
Está asociado en la forma en que actúa de acuerdo a la temperatura sometida, es la forma como se descompone por incidencia de la temperatura y la carga.
2-) velocidad d reacción entre 830-1500m/s:
Es decir una vez que se detona es la velocidad para ella vencer el revestidor, formación y daño.
3- ) sensibles al calor, fuego, fricción, impacto mecánico, y energía electrostática:
Tiene varios factores que pueden influenciar es el desempeño o mal desempeño de las misma.
Explosivo de alto nivel
1- ) reacción supersónica durante la detonación:
2- velocidad d reacción mayor a los 1500m/s:
Tipos de cargas explosivas:
Cargas de alta penetración (DP):
Son realizadas con una mezcla de metales, cobres su diseño permite obtener perforaciones profundas y muy delgadas.
Cargas de hoyo grande BH:
La penetración de este tipo de carga es relativamente somera. Su forma geométrica es de tipo parabólico, lo que crea un chorro de alta velocidad, se aplica en formaciones consolidadas
Hola buenas noche profesora es karlenys perez de yacimiento I
ResponderEliminar“HAGO MI COMENTARIO DE ESTE CORREO PORQUE NO PUEDO ACCERDER DEL MIO NI DEL QUE USTED CREO”
La ley de darcy tiene su origen en el año de 1850 como resultado de estudios experimentales de flujo de agua a traves de filtros de arena no consolidado
Estos resultados experimentales fueron realizados por el famoso hidrologo
Frances henry darcy .en este experimento lo que variaba era el cambio de tipo de paquete de arena el cual alteraba el valor de la constante k y todos eran realizados con agua .
La ley de darcy es expresada como la velocidad de un fluido homogeneo en un medio poroso ea proporcional al gradiente de presion y es proporcional a la viscosidad del fluido
Las limitaciones y condiciones de la ley de darcy
Para que la ley de darcy pueda tener validez regirse por lo siguiente :
1 el fluido no es compresible 2 el fluido es homogéneo 3 el fluido no reacciona con el medio poroso 4 el fluido es viscoso 5 el fluido esta en equilibrio dinámico 6 el flujo es lineal 7 el flujo es isotérmico 8 el flujo es horizontal
Los sistemas de flujo en el yacimiento
Se clasifican de acuerdo a :
1 clases de fluido el movimiento del fluido a través de la roca el yacimiento se ve afectado aparte de la viscosidad del fluido
Geometría del yacimiento
2 validez de la ecuación de darcy a pesar que la ley de darcy a sido aceptada por la industria petrolera como valida hay que a aclarar en cual eS aceptada valida como:
* Sistema de fluidos monofasicos y homogéneo
*flujo laminar
También por medio de ejercicio podemos conocer los estratos son paralelo y serie
Ley de darcy
ResponderEliminarExperimento de la ley de darcy lo q variaba era el cambio del tipo de paquete de arena el cual alteraba el valor de la constante todos eran realizados con agua por cuantos los efectos producidos por la densidad y la viscosidad del fluido no eran investigados y el cilindro siempre estaba colocado en posición vertical
Enunciado de la ley de darcy dice que * la velocidad de un fluido homogeneo en un medio poroso es proporcional al gradiente de presion e inversamente proporcional a la viscosidad del fluido
Limitaciones y condiciones de la ley de darcy
¨* el fluido no es compresible
• el fluido es homogeneo
• el fluido no reacciona con el medio poroso
• El fluido es viscoso
• El flujo es lineal
• El flujo es isotermico
• El flujo es horizontal
• El flujo esta en equilibrio dinamico
hola profesora es yusmelis olivares de yacimiento I. no puedo accerder a mi cuenta
La Ley de Darcy es una de las piedras fundamentales de la mecánica de los suelos. A partir de los trabajos iniciales de Darcy, un trabajo monumental para la época, muchos otros investigadores han analizado y puesto a prueba esta ley. A través de estos trabajos posteriores se ha podido determinar que mantiene su validez para la mayoría de los tipos de flujo de fluidos en los suelos. Para filtraciones de líquidos a velocidades muy elevadas y la de gases a velocidades muy bajas, la ley de Darcy deja de ser válida.
ResponderEliminarEn el caso de agua circulando en suelos, existen evidencias abrumadoras en el sentido de verificar la vigencia de la Ley de Darcy para suelos que van desde los limos hasta las arenas medias. Asimismo es perfectamente aplicable en las arcillas, para flujos en régimen permanente.
Para suelos de mayor permeabilidad que la arena media, deberá determinarse experimentalmente la relación real entre el gradiente y la velocidad para cada suelo y porosidad estudiados.
BUENAS TARDE PROFE ES MARELYS MEDINA DE YACIMIENTO I.
ResponderEliminarpermeabilidad:
se define como la capacidad que tiene una roca de permitir el flujo de fluido a taves de sus poros interconectados. si los poros de la roca no se encuentran interconectados no puede existir permeabilidad.
ley de darcy:
se dice que se basa en experimentos de laboratorios y las caracteristicas del movimiento de agua a traves de un medio poroso
Buenas tardes profesora. Con respecto a la unidad II de la materia de Ingeniería de Yacimientos I, Considerada como muy importante ya que en esta unidad se ven envuelto los conocimientos de las propiedades de la roca y los fluidos que la misma pueda contener, la capacidad de almacenaje y el desplazamiento de los fluidos sobre la roca.
ResponderEliminarLa Ley de Darcy1 describe, con base en experimentos de laboratorio, las características del movimiento del agua a través de un medio poroso.
Validez de la Ley de Darcy
La Ley de Darcy es una de las piedras fundamentales de la mecánica de los suelos. A partir de los trabajos iniciales de Darcy, un trabajo monumental para la época, muchos otros investigadores han analizado y puesto a prueba esta ley. A través de estos trabajos posteriores se ha podido determinar que mantiene su validez para la mayoría de los tipos de flujo de fluidos en los suelos. Para filtraciones de líquidos a velocidades muy elevadas y la de gases a velocidades muy bajas, la ley de Darcy deja de ser válida.
En el caso de agua circulando en suelos, existen evidencias abrumadoras en el sentido de verificar la vigencia de la Ley de Darcy para suelos que van desde los limos hasta las arenas medias. Asimismo es perfectamente aplicable en las arcillas, para flujos en régimen permanente.
Para suelos de mayor permeabilidad que la arena media, deberá determinarse experimentalmente la relación real entre el gradiente y la velocidad para cada suelo y porosidad estudiados.
Publicado Por ROIMEL ROMERO
buenas noches profesora gracias por su colaboracion para con nosotros con la materia de yacimiento I ya que es una de las materia de suma importancia en la carrera de ing de gas tanto de gas como de petroleo
ResponderEliminarnombre. daniel seijas
hola buenas tardes a todos listo para la prueba de yacimiento I exito para todos
ResponderEliminarDios les bendigas
me parece muy importante La completación de un pozo representa la concreción de muchos estudios que, aunque realizados por separado, convergen en un mismo objetivo: la obtención de hidrocarburos. La Ingeniería Petrofísica, Ingeniería de Yacimientos y de las ciencias de producción y construcción de pozos; han venido realizando, en los últimos años, un trabajo en equipo permitiendo una interacción de las ramas que conforman la ingeniería de petróleo.
ResponderEliminarLa cementación es un proceso que consiste en mezclar cemento seco y ciertos aditivos con agua, para formar una lechada que es bombeada al pozo a través de la sarta de revestimiento y colocarlo en el espacio anular entre el hoyo y el diámetro externo del revestidor.
ResponderEliminarPrueba multi-tasa
ResponderEliminarEs una prueba de productividad del pozo. La prueba de multi-tasa más sencilla es una prueba de restauración de presión, donde en el segundo período tiene una tasa cero. Otras pruebas multi-tasa son más fáciles de conducir siempre que la tasa y la presión sean exactamente medidos para todos los períodos. Las pruebas multi-tasa incluyen pruebas de pulso, isocronales, isocronales mejoradas. Este tipo de prueba aporta información similar a la que pudiese obtenerse de una prueba de flujo o abatimiento.
cementcion.consiste en mezclar cemento seco con agua y ciertos aditivos para formar una lechada y es bombeada a traves de la tuberia entre el espacio anular y el diametro externo del revestidor.
ResponderEliminarjaime perez
ci: 13153274
seccion igv2
buenas tardes profesora le escribe jaime perez.
ResponderEliminarle boy a comentar de cementacion primaria y secundaria.
cementacion primaria.
se realiza a presiones suficiente para que la mescla de cemento bombeada por el interior de la sarta revestidora penetre todo el extremo inferior de la sarta. la mescla de cemento debe cubrir todos los espacios calculados.en la cementacion primaria el relleno se hace hasta la superficie.
2)cementaciuon secundaria.
durante toda la vida productiva del pozo durante las perforaciones en trabajos de reparacion o de reacondicionamientose emples con mucha frecuencia la cementacion forzada, este metodo consiste en forzar la mescla de cemento a altas presiones con la finalidad de corregir cieretas anomalia en puntos determinado a traves de orificio que por cañoneo son abierto en los revestidores.
operaciones comunes de cementacion primaria:
ResponderEliminar-cementacion de todo el espacio anular entre el hoyo y la tuberia de revestimlento cuando estas son relativamente corta.
-cementacion del espacio anular solamente en una seccion inferior
-cementacion de intervalos de espacios anular en pozos relativamente profundo(cementacion por etapa)
2)trabajos extras de cementacion secundaria:
-cementar en zonas bien definidas para excluir la produccion de agua o gas
-cementacion en zonas de produccion depletadas para abandonar el pozo.
-cementacion para formar puentes que obstruyan totalmente ciertos intervalos
-cementar las partes que quedaron mal cementadas en la cementacion primaria.
a la hora de realizar la primera etapa de cementacion, es decir cementacion primaria es necesario que se haga una buena planificacion y ejecucion de las tareas a realizar para asi poder evitar gastos economicos adicionales y sea menos rentable el proyecto.
hay que estudiar las caracteristicas de las formasiones para la preparacion de la lechada para ver que tipo de acuifero hay en el pozo si lo ubiera. para asi preparar la mescla que me de una buena consistencia y resistencia en el fraguado.
La cementación es un proceso que consiste en mezclar cemento seco y ciertos aditivos con agua, para formar una lechada que es bombeada al pozo a través de la sarta de revestimiento y colocarlo en el espacio anular entre el hoyo y el
ResponderEliminardiámetro externo del revestidor.
La clasificación de las operaciones de cementación se realizan de acuerdo con los objetivos que se persiguen, en este sentido tenemos:
* Cementación Primaria.
* Cementación Forzada.
* Tapones de Cemento.
Cementación Primaria.
Es el proceso que consiste en colocar cemento en el espacio anular, entre la cañería de revestimiento y la formación expuesta del agujero, asegurando un sello completo y permanente.
Cementación Secundaria o Forzada
Es el proceso que consiste en inyectar cemento a presión a través de disparos o ranuras en la cañería de revestimiento al espacio anular. Esta es una medida correctiva a una cementación primaria defectuosa.
Es el proceso de forzamiento de la lechada de cemento en el pozo, que se realiza principalment en reparaciones/reacondicionamientos o en tareas de terminación de pozos.
Prueba de destilación
ResponderEliminarEl objetivo principal de esta práctica es destilar una muestra de queroseno, utilizando la técnica de destilación simple; que consiste en un proceso de vaporización del líquido, condensar el vapor y recolectar el condensado en un recipiente. Esta técnica es muy utilizada para separar componentes de una mezcla líquida cuyos componentes tienen gran diferencia en los puntos de ebullición o cuando uno de los componentes no puede ser destilado. Es importante mencionar que cuando una mezcla líquida es destilada, la temperatura no permanece constante durante el proceso y la razón de esto es que la composición del vapor que es destilado varía continuamente.
Como segundo objetivo está planteado el realizar pruebas de reconocimiento, tanto de alcanos como de alquenos al queroseno destilado, comparando el comportamiento dicha muestra con el de una muestra de n-hexano. Las pruebas son: reactivo de Bayer y comportamiento con: hidróxido de sodio y bromo en tetracloruro de carbono
Análisis de prueba
ResponderEliminarUsos y aplicaciones
La información obtenida de las pruebas de presión es utilizada para reducir el riesgo económico de un amplio riesgo de decisiones a ser tomada durante la vida productiva del pozo y del yacimiento. Entre el uso y aplicaciones de la información disponible en la prueba de presión adecuadamente diseñada ejecutada y analizada se tienen:
1- presión promedio del yacimiento o presión promedio en el área de drenaje del pozo.
2- cálculos de reservas ( balance de materiales )
3- proyecto de mantenimiento de presión
4- simulación
5- evaluación del comportamiento del pozo
6- evaluación y optimización de tratamiento y estimulaciones
7- transmisibilidad de la formación
8- factor de daño: total de la formación, penetración parcial, pozo desviado
9- evaluación de las estimulaciones ( fracturamiento hidráulico )
10- modelo geométrico del área de drenaje
11- caracterización de los efectos de llene
12- entre otros
Las pruebas de pozo no permiten obtener la siguiente información
1- permeabilidad del yacimiento
2- presión del yacimiento
3- condiciones del pozo ( estimulado o dañado )
4- comunicación entre pozos
5- condiciones de la matriz del yacimiento ( homogéneo, doble porosidad y doble permeabilidad )
Bueneos dias profesora Anyi es para darle las gracias por la gira realisada el domingo 30/01/2011 hacia Anaco especificamente en el pozo Guari 0102 Taladro GW 60, es una esperiencia maravillosa estar presente en un taladro petrolero y ver de cerca todos sus componetes en funcionamiento, estar en laboratorio en donde analisan los fluidos para mantener los controles primarios, la atencion fue de maravilla por parte de los ingenieros encargados de la perforacion y de usted tambien que hasta comida nos llevo gracias por todo prof... la proxima vez sera mejor ...
ResponderEliminarCon el propósito de incentivar y reconocer al equipo de trabajadores que laboraron siguiendo los estándares de excelencia en materia de seguridad, higiene, ambiente y aspectos electromecánicos, para los pozos que alcanzaron la meta de cero accidentes, Pdvsa Gas, realizó la entrega del premio “Taladro del Año 2006” al personal del GW-60, ubicado en el Campo San Joaquín, estado Anzoátegui y el FLINT-39 localizado en el Campo Aguasay, estado Monagas.
ResponderEliminarLas Gerencias de Construcción y Mantenimiento de Pozos y de Seguridad Industrial, Ambiente e Higiene Ocupacional (SIAHO), felicitaron a los equipos de trabajo de los taladros ganadores por la extraordinaria labor realizada a lo largo del año pasado.
Al mismo tiempo, reconocieron el esfuerzo y la dedicación de estos dignos trabajadores de la industria gasífera que ejecutan cada día una mejor aplicación de las normas de seguridad; sirviendo de esta manera a la consolidación del desarrollo económico de la nación.
Los taladros que resultaron premiados como “Taladro del Año 2006” fuero el GW-60 y el FLINT-39. Es importante mencionar que se hizo entrega de una premiación especial al taladro HP-116, ubicado en el campo El Toco.
Buenas tardes profe,
ResponderEliminarLa cementación es un proceso que consiste en mezclar cemento seco y ciertos aditivos con agua, para formar una lechada que es bombeada al pozo a través de la sarta de revestimiento y colocarlo en el espacio anular entre el hoyo y el diámetro externo del revestidor.
Condiciones óptimas de una cementación.
* Tener la densidad apropiada.
* Ser fácilmente mezclable en superficie.
* Tener propiedades reológicas óptimas para remover el lodo.
* Mantener sus propiedades físicas y químicas mientras se está colocando.
* Debe ser impermeable al gas en el anular, si estuviese presente.
* Desarrollar esfuerzo lo más rápido posible una vez que ha sido bombeado.
* Desarrollar una buena adherencia entre revestidor y formación.
* Tener una permeabilidad lo más baja posible.
La clasificación de las operaciones de cementación se realizan de acuerdo con los objetivos que se persiguen, en este sentido tenemos:
* Cementación Primaria.
* Cementación Forzada.
* Tapones de Cemento.
Cementación Primaria.
Es el proceso que consiste en colocar cemento en el espacio anular, entre la cañería de revestimiento y la formación expuesta del agujero, asegurando un sello completo y permanente.
Se realiza al cementar los revestidores del pozo (conductor, superficial, intermedio, producción, etc.) durante la perforación.
Entre sus funciones:
* Sirven para afianzar la sarta y para protegerla contra el deterioro durante subsiguientes trabajos de reacondicionamiento que se hagan en el pozo.
* Protege la sarta y las formaciones cubiertas: gasíferas, petroleras y/o acuíferas.
* Efectúa el aislamiento de las formaciones productivas y el confinamiento de estratos acuíferos.
* Evita la migración de fluidos entre las formaciones.
* También protege las formaciones contra los derrumbes.
Objetivos de la Cementación Primaria
* Proporcionar aislamiento entre zonas del pozo que contienen gas, aceite y agua.
* Soportar el peso de la propia cañería de revestimiento.
* Reducir el proceso corrosivo de la tubería de revestimiento con los fluidos del pozo y con los fluidos inyectados de estimulación.
* Evitar derrumbes de la pared de las formaciones no consolidadas.
Cementación Secundaria o Forzada
Es el proceso que consiste en inyectar cemento a presión a través de disparos o ranuras en la cañería de revestimiento al espacio anular. Esta es una medida correctiva a una cementación primaria defectuosa.
Es el proceso de forzamiento de la lechada de cemento en el pozo, que se realiza principalment en reparaciones/reacondicionamientos o en tareas de terminación de pozos.
Objetivos de la Cementación Secundaria o Forzada
* Eliminar la intrusión de agua al intervalo productor.
* Reducir la relación gas petróleo.
* Sellar un intervalo explotado.
* Sellar parcialmente un intervalo que se seleccionó incorrectamente.
* Corregir una canalización en la cementación primaria.
* Corregir una anomalía en la cañería de revestimiento.
Tapones de Cemento
Operación que consiste en colocar una columna de cemento en un hoyo abierto o revestido. Los tapones de cemento comprenden un cierto volumen de lechada de cemento colocado en el agujero o en el interior de la tubería de revestimiento.
Objetivos de los tapones de cemento
* Desviar la trayectoria del pozo arriba de un pescado o para iniciar la perforación direccional.
* Taponar una zona del pozo o taponar el pozo.
* Resolver un problema de pérdida de circulación en la etapa de perforación.
* Proporcionar un amarre en la prueba del pozo.
* Aislar una zona productora agotada.
* Pérdida de control de circulación.
* Perforación direccional.
* Abandono de pozo seco o agotado.
Cabeza Milagros CI: 14.056.595
Sección IPN3
Las trampas son sitios del subsuelo donde existen condiciones adecuadas para que se acumulen los hidrocarburos, éstas se caracterizan por la presencia de rocas porosas y permeables conocidas como rocas reservorios o yacimiento, donde se acumulan o almacenan los hidrocarburos bordeados de capas de rocas impermeables o rocas sello que impiden su migración. Existen distintos tipos de trampas, y el tipo de éstas principalmente se dividen es estratigráficas y estructurales. El suceso geológico que generó la trampa marcará el indicio de la geometría de la misma
ResponderEliminarLa geometría de la trampa, se puede determinar en primera instancia a través de la sísmica, y luego a través de la perforación de pozos, se podrá dar indicios de la forma del tope y de la base de la arena, y por medio de correlaciones estratigráficas afianzar la data obtenida en primera instancia. Generalmente las trampas se deben a pliegues (anticlinales, sinclinales, etc.), fallas, acuñamientos, etc.; siendo éste parámetro de vital importancia para el estudio del volumen de roca contenedora.
Prueba de inyección
ResponderEliminarEs un procedimiento llevado a cabo para establecer el ritmo y la presión a la que los fluidos pueden ser bombeados al lugar de tratamiento sin fracturar la formación. La mayoría de los tratamientos de estimulación y reparaciones correctivas, tales como compresión de cementación, se llevan a cabo después de una prueba de inyección para ayudar a determinar los parámetros claves del tratamiento y los límites de funcionamiento. Del mismo modo, las pruebas de inyección también se llevan a cabo cuando se bombean fluidos de recuperación secundaria, como el agua, nitrógeno, CO2, gas natural y vapor.
Buenos dias profesora.jose alejandro armas.cl:19068187.para refresca un poco los conocimientos haserca de la materia de reacondicionamiento de pozo,materia de gran importancia e interes para cada uno de no sotros.Daño por cañoneo:durante la perforacion y la cementacion del revestidor,tanto el filtrado del lodo como el cementoinvaden la formacion.esta zona de permiabilidad reducida alrededor del pozo,se conoce como zona dañada.demanera similar,durante el proceso de cañoneo, esta reducciones de permiabilidad pueden reducir significativamente la eficiencia de flujo en las completaciones cañoneadas.cañoneo de pozo:El cañoneo de pozos es la tecnica mediante la cual la formacion se pone en contacto con el pozo ya revestido y cementado. Adicionalmente,puede atravesar completamente la zona dañada,reduciendo asi el efectodel daño en el rendimiento del pozo.
ResponderEliminarbuenas tardes ELIUM INFANTE IGV2 1467250 TIPOS DE REVESTIDORES
ResponderEliminarREVESTIDOR SUPERFICIAL
Soporta el resto de los revestidores
Protege de la corrosión cualquier tramo de tubería de revestimiento subsiguiente
Previene los derrumbes de los sedimentos no consolidados, más debilitados, que se hallan próximos a la superficie
Protege de la contaminación las arenas someras que contienen agua dulce
Proporciona resistencia a las arremetidas para poder perforar a mayor profundidad
Sirve de apoyo primario para los impide reventones
REVESTIDOR INTERMEDIO
Tubería especial utilizada para proteger las formaciones de altos peso de lodo y evitar las contaminaciones del fluido de perforación cuando existan zonas más profundas.
REVESTIDOR DE PRODUCCIÓN
Es el revestidor que está (o puede estar) en contacto directo con el fluido
Tipos de Revestidores de acuerdo al grado de Acero:
Los mas utilizados son:
J-55.
K-55
N-80
P-110
ELIUM INFANTE IGV2
ResponderEliminarME PARECIO MUY INTERESANTE LA VISITA DE CAMPO AL TALADRO GW-60, YA QUE OBSERVAMOS DE MANERA CLARA TODOS LOS COMPONENTES DE UN TALADRO Y SU FUNCIONAMIENTO, AUNQUE HAY UNA DIFERENCIA DE LAS LAMINAS A LO REAL. CABE DESTACAR QUE TODA LA TEORIA QUE SE NOS HA IMPARTIDO POR NUESTROS PROFESORES SE CONSOLIDA MÁS EN ESTAS ACTIVIDADES VIVENCIALES.
buenas tardes profe y estimado compañeros excelente la gira del pasado domingo al taladro GW-60 AL CAMPO GUARIO es importante esa salida para ir conociendo el mundo de la industria petrolera.ya tenia un poco de conocimiento importante este repaso sobre todo al momento de preguntar al ingeniero hernandez sobre na completacion delos pozos y aclaro la duda de que si se puede producir.un pozos con doble completacion.
ResponderEliminarcon respeto a yacimiento la segunda unidad sobre
ResponderEliminarUn Análisis Especial de la Ley de Darcy
La ley que lleva su nombre fue obtenida por Darcy en forma experimental, trabajando
con medios homogéneos y con un solo fluido. Sin embargo la formulación más simple de
dicha ley para sistemas lineales tambien calcula el caudal de un fluido que circula por un medio poroso de el yacimiento.
buenas tardes profe le suscribe jaime luis perez de la seccion igv-2 mi comentari va relacionado a la visita que se realizo a la po blacion de anaco especificamente en el campo donde esta el taladro GW-60. me parecio muy interezante debido a que las clases practicas en el campo suy muy ventajosas en relacion con las teoricas. la explicacion que nos dieron fue excelente ya que el tutor domina la materia debido a sus años de lavor en la rama de la perforacion. tambie pude conocer la realidad que se vive en este campo laboral.
ResponderEliminarHola buena noches… El levantamiento artificial por gas es un proceso de transferencia de energía al fondo del pozo, con el objetivo de disminuir la densidad del fluido presente en el yacimiento, y además de reducir la presión hidrostática de la formación. Aplicando este mecanismo de levantamiento artificial, los fluidos producidos son levantados mediante la movilidad del fluido hasta la superficie. Este sistema posee tanto ventajas como desventajas, y puede ser por flujo continuo y por flujo gas intermitente; cada uno de ellos posee características y criterios para su selección...
ResponderEliminarHola buenas noches… Las innovaciones en sistemas de levantamiento artificial por gas, este sistema ha representado bajo costo, y debido a las características que presentan han sido uno de los preferidos en los ambientes de producción marinos. Las innovaciones en cuanto al sistema de levantamiento artificial por gas, ha incrementado las capacidades para mejorar la producción y la seguridad en las modernas instalaciones submarinas y aguas profundas de alta presión.
ResponderEliminarEl sistema operacional óptimo para los pozos que producen mediante levantamiento artificial por gas, es aquel que posibilita una tasa de inyección de gas continua y establece en un punto más profundo posible del pozo. Una tasa de inyección constante promoverá una tasa de flujo de líquido estable del pozo.
Para instalar un sistema de levantamiento artificial eficiente, se deben investigar todos los factores que afecten el desempeño del pozo. Esto incluye el análisis de sensibilidades (presiones de la línea de producción, propiedades de las formaciones tales como profundidades, porosidad, permeabilidad y temperatura); las cuales influyen en el desempeño del pozo del pozo que produce mediante levantamiento artificial por gas.
En las instalaciones de levantamiento artificial por gas se debe utilizar una sola fuente de inyección de gas para controlar la inyección de gas y estabilidad del flujo de dos pozos de producción independientes. La estabilidad de la presión también permite reducir los costos de mantenimiento de las instalaciones de levantamiento artificial por gas.
DAYANETH CAMEJO Hola muy buenas tardes profe…
ResponderEliminarQuiero comentar sobre la clase de Reacondicionamiento de pozos, donde se hizo mención de los fluido de completación, donde se escribe que son aquellos que permiten mantener las condiciones optimas para que la completación sea más eficiente, para el mismo se tiene que tener una buena elección dando paso a poder controlar las presiones elevadas y evitar el daño a la formación, los mismos tienen que presentar características distintas como componentes y homogeneidad.
Es importante destacar la relativa necesidad de conocer los diferentes tipos de completaciones ya que muchas veces la formación posee diferentes intervalos de hidrocarburos para así ponerlos a producir, se puede emplear la completación sencilla, la sencilla selectiva, la dual dependiendo las características que posea la formación. No hay que dejar atrás los daños a la formación causados por los fluidos de completación, los daños pueden ser físicos o químicos los mismos traen como consecuencia la invasión de partículas, el daño puede ser superficial y profundo.
DAYANETH CAMEJO Holis…. Me gustaría conocer y aprender más acerca del cañoneo y todo lo relativo a proceso de aberturas donde se crea un conducto para poder comunicar el hueco y la formación seleccionados. A parte del porque? para qué? Y en qué momento se emplea el mismo, tomando en cuenta los parámetros del yacimiento, la temperatura…. Además el tipo de cargas emplear…..también está presente la utilización de la curvas Ramey y la hoja logarítmica para determinar el daño de la formación y saber si el pozo esta estimulado o dañado y que parámetros podíamos utilizar para poder ayudar el pozo dando pie a su posterior utilización.
ResponderEliminarEs necesario saber cómo es el sistema de levantamiento artificial por gas ya sea por flujo continuo o flujo intermitente, conocer cuales serian sus ventajas y sus desventajas para seleccionar los criterios de la selección de los mismos métodos.
DAYANETH CAMEJO Holas…. Buenas noches… este comentario es para hablas sobre el levantamiento artificial por gas ya que el mismo es de bajo costo han sido utilizado ambientes de producción marino, el mismo es de alto desempeño y de alta confiabilidad, introducido en la década de 1800… el mismo indica la inyección del gas natural a través del pozo productor, viajando por el espacio anular existente en la tubería de producción y la tubería de revestimiento.
ResponderEliminarEste método incrementa el flujo del petróleo mediante la reducción de la carga hidrostática de la columna de fluido del pozo, hay que tomar en cuenta la presion de afluencia a lo largo de la vida productiva del pozo.
Buenas Noches… El tipo de cañoneo utilizado usualmente es el cañón tipo chorro, debido a que posee un tubo de acero a prueba de altas presiones, y las cargas se ubican de forma radial con respecto a su eje; cuenta con características tales como: no deja residuos en la formación, no causa deformación en la tubería de revestimiento, posee una buena resistencia química, y puede operar a grandes profundidades y a presiones relativamente altas.
ResponderEliminarBuenas noches… El cañoneo causa daño a la formación, el cual es detectado en las pruebas de restauración de presión, y este valor constituye el verdadero daño de la formación y los pseudodaños reflejados por el cañoneo, el flujo turbulento y la completación parcial del pozo. El pseudo daño por cañoneo es debido al cañoneo parcial. El cañoneo se define como el proceso de crear aberturas a través de la tubería de revestimiento y el cemento, con el fin de establecer comunicación entre el hueco del pozo y las formaciones seleccionadas.
ResponderEliminarHola profe soy Maikelyn Blanca le escribo desde aqui porque no pude abrir una cuenta.... este es el primer comentario acerca de la primera clase de reacondicionamiento de pozo..... ese primer dia pudimos conocer acerca de la funcion de los fluidos de perforacion las cuales algunas son: lubricar la mecha, sacar los ripios a superficie, evitar que haya filtrado a la formacion.... tambien vimos sobre lo es viscosidad plastica pues no es mas que la viscosidad donde el punto sedente es mayor haciendo que los ripios suban mas rapido a la superficie.. por ultimo se puede decir que el reacondicionamiento altera las condiciones del yacimiento....
ResponderEliminarProfe soy maikelyn otra vez este es mi segundo comentario acerca de reacondicionamiento... en esta segunda clase aprendimos las tecnicas de cañoneo pues estas tecnicas son la tecnica de sobre balance, bajo balance y balance siendo la mas importante la tecnica de sobre balance...... tambien tenemos los metodos de cañoneo los cuales son cañoneo por revestidor, cañoneo por tuberia de produccion y cañoneo transportado por tuberia eductora... entre los parametros de cañoneo estan la densidad de disparo que estan entre 2,4,6,8,10,12 tiros. fases 45,90,60,180°. longitud de las perforaciones que va desde la cara de la arena hasta lo que alcanza en el yacimiento. diametro del orificio del tunel......
ResponderEliminarprofe vuelve Maikelyn de nuevo jajajaja........... mi ultimo comentario es sobre la prueba de los ejercicios que nos mando para la casa estuvo un poco fuerte pero nos sirvio para aprender sobre las curvas tipo ramey, las de gringarten y las semilogaritmicas........... tambien aprendimos sobre como hacer un esquema mecanico de un pozo. otra cosa profe la gira me encanto fue super nunca habia ido a un taladro fue una experiencia espectacular vimos el recorrido del fluido y todos los componentes de un taladro.....
ResponderEliminarAhora le voy hablar de ingenieria de produccion...... soy Maikelyn. El proceso de produccion comprende un recorrido desde el yacimiento, completacion,pozo, y linea de flujo superficial... este recorrido es desde el radio externo de drenaje en el yacimiento hasta el separador de produccion en la estacion de flujo.... la produccion de hidrocarburos es la actividad de la industria que se encarga de todas las etapas necesarias para manejar los hidrocarburos, desde el yacimiento hasta el pozo, y desde este a la superficie; donde se separan, tratan, almacenan miden y transportan para su posterior utilizacion.
ResponderEliminarel segundo comentario sobre ingenieria de produccion es sobre el levantamiento artificial por gas consiste en transferir energia al pozo para disminuir la densidad del fluido y reducir la presion hidrostatica.... existen dos tipos de levantamiento por gas continuo y por gas intermitente....... existen los metodos de BCP,BES,BMC que sirven para llevar los crudos desde el fondo del pozo hasta superficie...... el levantamiento es un metodo de produccion primario...... soy Maikelyn Blanca chao que tenga buenas noches y que sueñe con los angelitos......
ResponderEliminarHola buenas noches!!!! El comentario de producción II, el sistema de levantamiento artificial se basa en transferir energía al fondo del pozo o reducir la densidad de los fluidos para minimizar la presion hidrostática de la formación, es un método primario de producción de los fluidos de un pozo mediante la inyección continua. Tiene una serie de ventajas y desventajas.
ResponderEliminarLas innovaciones en el sistema de levantamiento artificial por gas, tiene un alto desempeño y alta seguridad han aumentado las capacidades para mejorar la producción en las mdernas instalaciones.
Hola buenas noches….. Reacondicionamiento de pozos. Cañoneo es el proceso de crear abertura a través de la tubería de revestimiento y el cemento, para establecer comunicación entre el pozo y las formaciones seleccionadas. Las herramientas para hacer este trabajo se llaman cañones. Técnicas del cañoneo: sobre balance: cañones bajados con el revestidor, bajo balance: cañones por la tubería de producción, cañones transportado por la tubería del pozo.
ResponderEliminarBuenos dias...produccion 2...
ResponderEliminarEl Levantamiento Artificial por Inyección de Gas es un método de producción que utiliza gas comprimido a alta presión como fuente externa de energía. El gas es inyectado en un punto de la columna de fluidos en la tubería de producción. El gas inyectado tiene como propósito aligerar o desplazar la columna de fluidos, reduciendo su peso. De esta manera, la energía del yacimiento será suficiente para transportar los fluidos desde el fondo hasta la superficie.
VENTAJA Y DESVENTAJA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS:
VENTAJAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS:
- Gran flexibilidad para producir con diferentes tasas
- Puede ser utilizado en pozos desviados usando mandriles especiales
- Ideal para pozos de alta relación gas - líquido y con producción de arena
- Se pueden producir varios pozos desde una sola planta o plataforma
- El equipo del subsuelo es sencillo y de bajo costo
- Bajo costo de operación
DESVENTAJAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS:
- Se requiere una fuente de gas de alta presión
- No es recomendable en instalaciones con revestidores muy viejos y líneas de flujo muy largas y de pequeño diámetro
- El gas de inyección debe ser tratado
- No es aplicable en pozos de crudo viscoso y/o parafinoso
- Su diseño es labori oso
ES APLICABLE A POZOS de hasta + 10.000 pies-
Buenos dias Sobre el informe de metodos de recuperacion de produccion 2 ..
ResponderEliminarBombeo mecánico convencional.
Este método consiste fundamentalmente en una bomba de subsuelo de acción reciprocante, abastecida con energía suministrada a través de una sarta de cabillas.
La energía proviene de un motor eléctrico, o de combustión interna, la cual moviliza una unidad de superficie mediante un sistema de engranajes y correas. El Bombeo Mecánico Convencional tiene su principal aplicación en el ámbito mundial en la producción de crudos pesados y extra pesados, aunque también se usa en la producción de crudos medianos y livianos. No se recomienda en pozos desviados, y tampoco es recomendable cuando la producción de sólidos y/o la relación gas – líquido sea muy alta, ya que afecta considerablemente la eficiencia de la bomba.
Una unidad típica de Bombeo Mecánico consiste de cinco componentes básicos:
El Movimiento primario, el cual suministra la potencia del sistema.
La unidad de transmisión de potencia o caja reductora de velocidades.
El Equipo de bombeo en superficie, el cual se encarga de transformar el movimiento rotatorio (primario) en movimiento linealmente oscilatorio.
La sarta de cabillas, la cual transmite el movimiento y la potencia a la bomba de subsuelo. Aquí también puede incluirse la sarta de revestimiento y la de tubería de producción
La Bomba de subsuelo.
la gira me despejo de varias duda, ya que no habia tenido la ocacion de conocer un taladro... pero despues del domingo las dudas estan mas clara... gracias profesora por haber realizado dicha gira.... juan cedeño... 17740218
ResponderEliminarEste comentario ha sido eliminado por el autor.
ResponderEliminarel gas condensado se comporta en el yacimiento como un gas normal, y en la superficie es un liquido de color amarillo claro, una relacion gs-liquido de 5000-10000 PCN/BN y una gravedad API de 40-60º... kayaurima rodriguez 19963051....
ResponderEliminarBuenas noches compañeros del blog,agradesco a la profesora por està gira al Campo Guario,Taldro GW60,Pozo G-0102,LOC: JL-K en Anaco/Edo Anzoategui,con esta visita pude observar de manera mas clara el proceso perforaciòn y los componentes que forman parte importante en dicho proceso.Dicho pozo se empezò a perforar con un lodo base agua de forma direccional,tipo S,la perforacion debia realizarse por secciones para proteger la formaciòn debido a que existen diferentes zonas con distintas presiones.Actualmente la formacion OFICINA NARANJA F3 se està perforando con lodo base aceite para evitar el hinchamiento de la Lutita,ya que la muestra observada por el Geòlogo en le microscopio contenia 90% Lutita y 10% Arenisca,una vez que son analizadas las muestras son empcadas e identificadas para posteriormente ser enviadas a la Nucleoteca de PDVSA...Tambien pudimos conocer lo que son las Pildoras y para que se usan,se aplican para preparar cierto volumen de fluido de acuerdo a la densidad,cuentan tambien con un Desgasificador que es utilizado para que el gas no pueda dañar el talador...El tipo de completaciòn que se està utilizando es doble sarta,ya que se van a producir tres arenas(en este caso se comienza a producir por la arena mas profunda).
ResponderEliminarReacondicionamiento de Pozos:
ResponderEliminarPruebas de Pozos:
Prueba de Reflujo Convencional:
Dicha prueba consiste en cerrar el pozo hasta restaurar la presiòn promedio en el area de drenaje,donde luego se abre el pozo a produccion a una tasa constante hasta que la presiòn de fondo fluyente se estabilice(se dice que cuando esto ocurre se cambia la tasa de producciòn y el pozo permanece abierto).El proceso se repite tantas veces como se quiera hasta obtener el nùmero de mediciones deseadas para el anàlisis...
Pruebas Isocronales:
Las pruebas de pozos pueden ser agrupadas en dos grandes categorías basada en su función primaria. La primera categoría, las pruebas de presión, incluyen pruebas que permiten determinar las propiedades de la roca y de los fluidos (por ejemplo, la permeabilidad, porosidad y presión promedio de yacimiento) y la localización e identificación de heterogeneidades del yacimiento (por ejemplo, fallas sellantes, fracturas naturales y capas). La segunda categoría, las pruebas de productividad, incluyen aquellas pruebas que permite determinar el potencial de producción de un pozo.
El mètodo utilizado para realizar calculos de pruebas de pozos es el de Fetkovich y dicho mètodo es Para aplicar el método de Fetkovitch, es necesario determinar los valores de
C y de n. Estos coeficientes se obtienen a través de una prueba de presión –
producción de un pozo, donde se miden los gastos aportados por tres diferentes
diámetros de estrangulador con sus correspondientes presiones de fondo
fluyentes, así como la presión de fondo estática con el pozo cerrado. En escala
log – log se grafican los valores de presión contra gasto, obteniendo una línea
recta.
Yacimientos I
ResponderEliminarCaracterizaciòn de los Yacimientos:
La caracterización de un yacimiento de hidrocarburos consiste en generar un modelo geológico del yacimiento (estructuras y propiedades físicas) basado en la integración de la información geofísica, petrofísica, geológica y de ingeniería con el fin de calcular reservas y crear un plan de desarrollo óptimo del campo.
La información que suministra el modelo estático es la unidad de flujo la cual pueden contener más de un tipo de litología, que son correlacionables y pueden hacerse mapas a escala entre pozos.
Para completar la caracterización también se usan medios dinámicos que detectan y evalúan los elementos que afectan el comportamiento de un yacimiento. Las herramientas usadas son las pruebas de presión, datos de producción, registros de producción, entre otras.
Clasificación Geológica de los Yacimientos:
Estratigráficos:
Se forman generalmente cuando a desaparecido la continuidad de una roca porosa.
Estructurales:
Son aquellas constituidas por la deformación de los estratos del subsuelo, causada Fracturas en calizas o rocas ígneas, discordancias, fallamiento en areniscas, sinclinales, anticlinales, domos salinos, etc.
Combinados:
Son aquellas originadas por una combinación de pliegues y/o fallas con cambios de porosidad de las rocas.
Clasificación de Acuerdo al Punto de Burbuja:
Subsaturados.
Yacimientos cuya presión inicial es mayor que la presión en el punto de burbuja. Inicialmente sólo se presenta la fase líquida. Las burbujas de gas se desprenden del crudo una vez el punto de burbuja se alcanza.
Saturados.
Yacimientos cuya presión inicial es menor o igual que la presión en el punto de burbuja. Este yacimiento bifásico consiste de una zona gaseosa suprayaciendo una zona líquida. Puesto que la composición del gas y el crudo son completamente diferentes, estas pueden representarse por diagramas de fases individuales que tienen poca relación entre ellas o en composición.
Yacimientos I
ResponderEliminarClasificación de Acuerdo al Estado de los Fluidos:
Petróleo negro:
Consiste de una amplia variedad de especies químicas que incluyen moléculas grandes, pesadas y no volátiles. El punto crítico está localizado hacia la pendiente de la curva.
Petróleo volátil.
El rango de temperatura es más pequeño que en petróleo negro. La temperatura crítica, Tcr, es también menor que en crudos negros y está cerca de la temperatura del yacimiento, TR (Tcr > TR).
Gas condensado:
son aquellos que están formados, o contienen un gas condensado. Un gas condensado es un fluido monofásico en condiciones de yacimiento originales.
Gas húmedo:
Gas que contiene vapor de agua.
Gas seco:
Está formado principalmente por metano y algunos intermedios.
En los yacimientos de gas seco la mezcla de hidrocarburos permanece en fase gaseosa, tanto en el subsuelo como en superficie, durante su vida productiva (a cualquier presión).
Buenas Noches!
ResponderEliminarYacimientos I.
Yacimientos de hidrocarburos.
Se puede definir como cuerpo de roca que tiene suficiente porosidad y permeabilidad para almacenar y transmitir fluidos. Su clasificación en base a los hidrocarburos que contiene se puede mostrar de la siguiente forma.
Yacimientos de gas:
Gas seco: Su principal característica es que la temperatura del yacimiento es mayor que la cricondertérmica. La mezcla de hidrocarburos se mantiene en fase gaseosa tanto en el yacimiento como en superficie y se compone mayoritariamente de metano. Si se necesita extraer líquidos; sólo se pueden obtener por procesos criogénicos.
Gas húmedo: La mezcla de hidrocarburos permanece en estado gaseoso en el yacimiento pero al llegar a la superficie cae en la región bifásica. Es decir tenemos gas y líquido; este líquido producido es incoloro y de ºAPI mayor a 60.
Gas Condensado: La temperatura critica es menor que la del yacimiento y esta a su vez menor que la temperatura cricondertérmica. Se puede definir como un líquido con gas disuelto en donde la mezcla de hidrocarburos se encuentra en fase gaseosa o en el punto de rocío a condiciones iniciales del yacimiento. Si se reduce la presión y la temperatura en el sistema de producción se entra en la región bifásica y origina en la superficie un condensado incoloro o amarillo y ºAPI (40-60).
Yacimientos de Petróleo:
Petróleo de alta Volatilidad: la temperatura del yacimiento es ligeramente inferior a la temperatura crítica. Se obtiene una mezcla de hidrocarburos a condiciones iniciales en estado líquido cerca del punto crítico. Es muy difícil el equilibrio de fase en estos yacimientos. ºAPI mayor a 40.
Petróleo Negro: o de baja volatilidad; la temperatura del yacimiento es mucho mayor que la temperatura crítica. el líquido producido es de color negro o verde oscuro. ºAPI menor 40 y el factor volumétrico de formación de petróleo es menor de 1.5.
Publicado por: Roimel Romero IG_V2
Buenas noches profesora.
ResponderEliminarYacimientos I.
Yacimiento, en geología, es una formación en la que está presente una concentración estadísticamente anómala de minerales (depósitos minerales) presentes en la corteza terrestre o litosfera.
Un yacimiento minero es aquel yacimiento en el cual la calidad y cantidad de los minerales presentes justifica un mayor estudio, el cual tiene por objetivo definir en cantidad, calidad, profundidad y dimensión el yacimiento con el fin de desarrollar las actividades mineras para que la explotación del yacimiento sea económicamente rentable con las tecnologías actuales.
La mayoría de los elementos químicos naturales, incluso los menos abundantes, se encuentran en la corteza en cantidades considerables. Sin embargo, para que sean extraíbles se necesitan concentraciones que sólo aparecen de manera excepcional, además de unas adecuadas condiciones de accesibilidad. Algunos procesos geológicos internos y externos pueden producir localmente concentraciones económicas de materiales como menas explotables de metales, carbón o hidrocarburos.
También se llama yacimiento a una formación de interés científico, especialmente en el campo de la paleontología (yacimiento paleontológico) cuando contiene restos fosilizados de seres vivos.
Yacimiento petrolífero
Un yacimiento petrolífero o campo petrolífero es una zona con abundancia de pozos de los que se extrae petróleo del subsuelo. Debido a que las formaciones subterráneas que contienen petróleo se extienden sobre grandes zonas, posiblemente a lo largo de varios cientos de kilómetros, una explotación completa conlleva varios pozos desparramados a lo largo de un área. Además, puede haber pozos exploratorios que investigan los límites, tuberías para transportar el petróleo a cualquier lugar y locales de apoyo.
PUBLICADO POR: JOSE GREGORIO GONZALEZ 19.374.974 IG_V2
Prueba de Pozos de Gas
ResponderEliminarUno de los métodos de levantamiento artificial más utilizado en la industria petrolera es la inyección de gas, también conocido como LAG (levantamiento artificial por gas). Este consiste como su nombre lo indica en inyectar gas a alta presión en la tubería del pozo, ya sea de manera continua para aligerar la columna hidrostática en la tubería de producción (flujo continuo), o a intervalos regulares para desplazar los fluidos hacia la superficie en forma de tapones de líquidos (flujo intermitente). El gas inyectado hace que el fluido llegue a la superficie debido a la acción de alguno de los siguientes mecanismos o a la combinación de los mismos:
a) Reducción de la presión que ejerce el fluido en la tubería de producción frente a la formación, mediante la disminución de su densidad.
b) Expansión del gas inyectado.
c) Desplazamiento del fluido por alta presión del gas.
Objetivo del Método
a) Arrancar los pozos que producen por flujo natural.
b) Incrementar la producción de los pozos que declinan naturalmente, pero que aún producen sin necesidad de utilizar métodos artificiales.
c) Descargar los fluidos de los pozos de gas.
d) Realizar contra flujo de pozos de agua.
Prueba Convencional
ResponderEliminarEl análisis de un pozo productor de gas puede ser dividido en dos regiones de presión: pozos de baja a mediana presión y pozos de alta presión. Gran cantidad de la teoría básica de las pruebas y análisis de las mismas, fue desarrollado a partir de las pruebas realizadas en pozos con niveles de presión de yacimiento por debajo de 2500 (lb/pulg2). Con el advenimiento de la perforación de pozos profundos, se ha encontrado que los pozos productores de gas presentan una presión de yacimiento aproximadamente de 10000 (lb/pulg2). En estos casos y todos aquellos que presentan presiones por debajo de 2500 (lb/pulg2), se debe utilizar métodos convencionales de análisis, así como también la teoría de potencial de gas real para una mejor aproximación.
Prueba Isocronal
Un cambio en el gasto de producción de un pozo de gas, provoca o genera una “presión transitoria” (onda de presión o disturbio), la cual se propaga fuera del pozo (radio de drene del pozo). La distancia recorrida a ésta presión transitoria en un tiempo particular es conocida como el “radio de investigación”.
El objeto de las pruebas Isocronales, es obtener datos para establecer una curva de productividad o capacidad estabilizada sin que se deje fluir el pozo tiempo innecesario para alcanzar condiciones estabilizadas a cada gasto. El principio o fundamento es que el radio de investigación alcanzado en un tiempo dado, en una prueba de flujo, es independiente del gasto de flujo. Por lo tanto, si una serie de pruebas de flujo se realizan en un pozo, cada una para el mismo periodo de tiempo (isocronal), el radio de investigación será el mismo al final de cada prueba. Consecuentemente, la misma porción del yacimiento será drenada en cada gasto.
Prueba Isocronal Modificada
ResponderEliminarEl Objetivo de las pruebas Isocronales modificadas, es obtener la misma información que las pruebas Isocronales, sin requerir, en algunas ocasiones, de largos periodos de cierre. De hecho, las verdaderas pruebas Isocronales han probado ser imprácticas como tipo de pruebas para muchos pozos.
Con el propósito de acortar los tiempos de prueba, se propuso desarrollar las pruebas Isocronales modificadas, las cuales se realizan empleando periodos de cierre igual a los periodos de flujo, lo cual proporcionó resultados satisfactorios. En este tipo de pruebas se emplean las presiones de cierre inestabilizadas para calcular la diferencia de la relación de presiones para el próximo gasto.
Las pruebas Isocronales modificadas han sido empleadas extensivamente en yacimientos de baja permeabilidad, debido a que permiten “salvar” tiempo y dinero. Además, han probado ser una excelente aproximación de las pruebas Isocronales verdaderas.
Hola Buenos Dias Profesora con respectoa la unidad 3 que es la ley de darcy, que es el flujo a traves del medio poroso fue de hecho un experimento de laboratorio que consistió basicamente en determinar como era el desplazamiento de un fluido a través del medio poroso realizado por Henry Darcy en el año de 1956... Nosotros como futuros ingenieros usamos los conocimientos ofrecidos por darcy en su experimento como metodo de calculo de la permeabilidad de los estratos en el yacimiento...
ResponderEliminarHola profe espero que este bien, ahorita fue que habri mi cuenta, mi comentario es con respecto a la dinamica de como usted da las clases me parece bien y en la forma de evaluar no tengo quejas ya que usted no se sale del contenido del tema asignado.
ResponderEliminarEn cuanto al factor de recobro tenemos que es el porcentaje de petróleo o gas en sitio en un yacimiento que en última instancia puede ser retirado mediante técnicas primarias o secundarias... Como actualmente se está realizando en la faja petrolífera del Orinoco...
ResponderEliminarLos comportamientos de gas condensado cuando estan por encima del punto de rocío o presión de rocío estan concebidos como gas en estado líquido o fluido monofásico y en cuanto alcanzan esta presión el gas tiene un comportamiento retrógrado en superficie ya que el fluido se separa de sus componentes pesados y se produce parte gas parte líquido. Este comportamiento es propio tambien de lo que se conoce como gasolina natural...
ResponderEliminarTambien esta el comportamiento de la gráfica de los diferentes tipos de yacimientos. Esto es simplemente como se comportan cada uno, en el caso del petróleo inicialmente esta en una fase que es la líquida se dice que es un fluído monofásico en yacimientos subsaturados debido a que estos se encuentran por encima del punto de burbujeo, una vez que alcanzan dicha presión de burbuja se dice que el yacimiento esta saturado debido a que estamos produciendo un porcentaje de petróleo y otro de gas, el fluído en este caso pasa a ser un fluído multifásico... Lo mismo sucede con el punto de rocío en los yacimientos de gas pero este caso solo se produce mayor cantidad de gas y un porcentaje de líquido... Caso paticular son los yacimientos de gas condensado o retógrado puesto que son líquidos inicialmente y se producen una cantidad relativa de gas líquido y otra de gas en su estado original de la materia...
ResponderEliminarEn cuanto a las reservas son el volumen de hidrocarburos que pueden ser recuperados de acuerdo a la informacion geologica suministrada y existen de varios tipos como por ejemplo: las probadas que es el volumen de crudo o gas estimado recuperable... desarrolladas que son aquellas que son comercialmente (mercado) recuperables y por ultimo las no-desarrolladas que no son mas que las que no pueden ser recuperados esos hidrocarburos (volúmenes) inrecuperables comercialmente... Finalmente las probable y las posibles...
ResponderEliminarUno de los temas más característicos de la ingeniería de hidrocarburos son las pruebas PVT (Presión, Volúmen y temperatura) a los hidrocarburos estas son generalmente realizadas en laboratoríos de alta tecnología, el crudo es sometido a diferentes pruebas con diferidas pero marcadas presiones y temperaturas con la unica finalidad de determinar las propiedades de los fluidos y los yacimientos petroleros... para realizarse la muestra del crudo debe ser significativa y las mismas se toman en superficie, en el cabezal y en el fondo del pozo... las pruebas más importantes realizadas en el laboratorio son la CCE (constante composición expansión), la CVD (constante volúmen desplazamiento) y la prueba de separadores.
ResponderEliminarHola buenos días profe me contaron que su viaje estuvo muy bueno espero que el nuestro este mucho mejor según mis compañeros fue una experiencia maravillosa de aprendizaje y enriquecimiento de nuestros saberes... Saludos y felicidades a seguir cosechando exitos como siempre...
ResponderEliminar• Clasificación de los yacimientos en base a los hidrocarburos:
ResponderEliminarYacimiento de gas:
1 gas seco, Gas condensado, gas húmedo, Yacimiento de petróleo:
Petróleo volátil (alto encogimiento)
Petróleo negro (bajo encogimiento).
Yacimiento de gas húmedo:
los gases húmedos se caracterizan por un mayor contenido de componentes intermedios y pesados que los gases seco.
Los gases húmedos difieren de los gases condensados en lo siguientes:
1- ) no ocurre condensación retrogradas durante el agotamiento de presión.
2- Tiene cantidad de componentes pesados.
Yacimiento de gas condensado:
Características la composición de las mezclas de hidrocarburos de gas condensado es todavía predominante metano (> 60%)
La mezcla de hidrocarburo a las condiciones de presión y te4mperatura.
Un gas condensado presenta retrograda isotérmica en un rango.
El condensado retrogrado atrapado en un yacimiento son empujes hidráulico puede recuperarse por revaporización inyectando gas natural a alta presión
Yacimiento de petróleo volátil:
Estos yacimientos tienen una temperatura menor, pero cercana a la temperatura critica de la mezcla de hidrocarburos.
Los crudos volátiles se caracterizan por:
• RGP en el rango de 1750 a 3500PCN/BN.
• Petróleo de tanque o gravedad API color amarillo oscuro o negro.
• Factor volumétrico de 1.5 BY/BN.
Yacimiento de petróleo negro:
Estos yacimientos se caracterizan por tener un alto contenido de c7 + (>20%) y bajo contenido de metano. (<50%) la temperatura de estos yacimientos es inferior a la temperatura m critica de la mezcla.
Los petróleos llamados negros (black oils) se caracteriza por:
RGP menor de 1750 PCN/BN.
Petróleo de tanque API< 45%
• Los petróleos negros se clasifican en:
• Livianos 30° < °API menor igual a 40°
• Mediano 20° < °API me3nor igual 30°
• Pesado 10 menor igual °API menor igual 20
• Extrapesado °API< 10
es karlenis perez yacimiento I
Karlenys Pérez Yacimiento 1
ResponderEliminarBUENAS NOCHE PROFESORA
Análisis de pvt:
consiste en simular en el laboratorio el agotamiento de presión de un yacimiento volumétrico e isométrico ; también es un conjunto de pruebas que hacen para determinar las propiedades y su variación con presión de los fluidos de un yacimiento petrolífero. Las pvt deben simular los tipos de liberación gas –petróleo que ocurren durante el flujo de petróleo desde el yacimiento hasta los separadores en superficie
Tipos de liberación son:
1Diferencial:
Es aquella donde la composición total del sistema varia durante el proceso gas + petróleo varia durante el agotamiento de presión
2 Instantánea :
Todo el gas permanece en contacto con el liquido la composición total del sistema permanece constante DURANTE el agotamiento de presión
• Cuando se deben tomar las muestras
Las muestras se deben tomar los primeros días de la producción hasta que ocurra una caída de presión en el yacimiento o cuando la presión sea mayor o igual a la de roció
Numero de muestras. Si el yacimiento es pequeño una muestra es representativa del fluido en el yacimiento, si el yacimiento es grande o muy heterogéneo se requieren de varias muestras diferentes.
*Tipos de muestreo.
1MUESTREO DE FONDO: CONSISTE EN BAJAR EL FONDO DEL POZO
2 MUESTREO DE Cabezal
: MONOFASICO A CONDICIONES DE CABEZAL DEL POZO
3 MUESTRA DE SUPERFICIE: MUESTRA DE GAS Y LIQUIDO SON TOMADAS EN EL SEPARADOR DE ALTA.
VENTAJAS Y DENVENTAJAS DEL MUESTREO DE CABEZAL:
• VENTAJA
• 1 SE PUEDE USAR EN YACIMENTOS SUDSATURADOS DE PETROLEO – GAS CONDENSADO
• 2 ES RAPIDO Y DE BAJO COSTO
• 3 NO REQUIERE DE LA MEDICION DE TASAS DE FLUJO
DESVENTAJA
1 ES DIFICIL TOMAR UNA MUESTRA
2 NO SE DEBE USAR SI HAY FLUJO BIOFASICO EN EL CABEZAL
PRUEBAS PVT EN EL LABORATORIO:
1 COMPOSION SEL FLUIDO EN EL YACIMIENTO
2 PRUEBA DE EXPANSION O COMPOSICIO N CONSTANTE
3 PRUEBA DE LIBERACION DIFERENCIAL
4 PRUEBA DE SEPARADORES
5 PUEBA DE VISCOSIDAD
• PARAMETROS BASICOS: PRESION, VOLUMEN. TEMPERATURA
EL ESTUDIO PVT COMPOSICIONAL RS DE GRAN IMPORTANCIA EN LA INGENIERIA DE YACIMIENTO PETROLEROS DETERMINAN EL TIPO DE YACIMIENTO QUE PROVIENEN DE FLUIDOS LAS CONDICIONES VOLUMETRICAS
Conocimiento sobre la gira a EL TALADRO GW-60 ANACO EDO ANZOATEGUI:
ResponderEliminarVisita campo guarió ubicado en el estado Anzoátegui, taladro GW-60.
Pozo G-0102.
LOC. JL-K
Tipo de pozo: direccional tipo “S”
ALTURA DEL TALADRO: 142MTS
CLASIFICACION: DESARROLLO
UBICACIÓN GEOGRAFICA: 254mts al 534* 04 minutos y 05 segundos wta.
GASTO TOTAL DEL POZO: 29007.77MMBS.
COSTO ESTIMADO DEL POZO DE PERFORACION: 28720.18MMBS
TIEMPO ESTIMADO DE COMPLETACION: 22DIAS
TIEMPO ESTIMADO DE PERFORACION: 69 DIAS
PROFUNDIDAD FINAL ESTIMADA: 9533 PIES TVT
ELEVACION MESA ROTATORIA: 625.70 (173,24)
ELEVACION DEL TERRENO: 598 MTS
MECHA TRIPCONICA 12 ¼
REVESTIDOR: 9 5/8
La mudanza se inicio en noviembre del 2010 y se estima culminar en 72 días pero debido a algunos contratiempos se tardara un poco más en culminar la perforación,
Es un pozo de gas condesado es un pozo tipo direccional tipo “s”
¡QUE TIPOS DE LODO SE VAN A UTILIZAR?:
Se inicio con lodo base agua agua-bentonita para proteger la formación y no contaminar el nivel freático… se le agrego polímeros porque el lodo base agua gel se comienza a degradar.
DESPUES se utiliza lodos base aceite 100% aceite mineral. Contiene barita.
Por último lodo drill el cual no va a contener barita porque crea un revoque permeable y produce daño a la formación.
Perforación direccional tipo “s” se utilizo este tipo porque el pozo esta desviado hacia la derecha, la perforación debe realizarse por secciones para protegerla formación debido a que existen diferentes zonas con diferentes presiones. Se inicia con velocidades superiores luego va disminuyendo. A medidas que se va perforando se va obteniendo una arena de baja o alta presión. Actualmente en la perforación se encuentra atravesando la formación oficina la cual posee más de 40 miembros. En este caso la FORMACIÓN OFICINA MIEMBRO NARANGO F3
Actualmente la formación oficina narango f3 se esta perforando con lodo base aceite para evitar el hinchamiento de la lutita.
Actualmente se han perforado 4783*.
Existen arenas de gas natural y arenas de gas superficiales.
LA CABINA DE MUG LOGGING: conformada por un conjunto de censores digitales o análogos para llevar el monitoreo de los parámetros de perforación, correlación geológica de pozos vecinos ya perforados. De igual forma también se puede identificar las posibles pérdidas de circulación, influjos o un evento geológico en tal sentido allí seda alerta al agente de geología.
En el MUG LOGGING se puede obtener registros geológicos denominados MÁSTER LOG.
En la cabina de mug logging se lleva un monitoreo geológico, detección de gases hidrocarburos, detección de gases peligrosos h2s y CO2, monitoreo de todo los parámetros de perforación ingeniería básica para evitar situación imprevista o accidentes
La cabina de MUG LOGGING cuenta con un laboratorio es cual tiene los siguientes equipos:
FLUOROSCOPIO dependiendo del color de la muestra del ripio recolectado durante la perforación el fluoroscopio determina qué tipo de fluido está presente en los poros de la roca. Indica que tipo de crudo existe: 10*API extra pesado color negro 30*API mediano color verde 40*API liviano color amarillo.
Casi siempre la fluorescencia se le realiza a la arenisca.
MICROSCOPIO: arroga el porcentaje de la muestra recolectada, a través de allí se puede evidenciar si el pozo está presentando derrumbes.
Nota la muestra q observamos en el microscopio contenida 90% lutita y 10% arenisca
DENSÍMETRO: de termina la densidad de las lutitas es decir se pesa la muestra en seco y también en húmedo.
Instrumentos de seguridad:
ResponderEliminarROP permite identificar baja presión, perdidas de circulación, identifica alguna falla durante la perforación,
AROP: volumen de lodo en los tanques, bombeo de la bomba detector de gas, tipo de gas, condensado o petróleo.
Existen tres bombas
Las arenas se clasifican en naranja verde, amarillo etc.
La muestra se toma cada ocho horas, si la muestra es muy rápida se realiza cada 30ft y si es lento a 10ft.
Una vez analizada las muestras son empacadas e identificadas para posteriormente ser enviadas a la NUCLEOTECA de PDVSA allí son archivadas para contar con un historial de la perforación realizada.
Durante el recorrido se evidencio un conjunto de tanques divididos para agua gasoil. Pre mezclas, reservas, etc.
Se aplican píldoras para preparar cierto volumen de fluido de acuerdo a la densidad.
El lodo debe cumplir ciertas condiciones cuando llega al tanque de succión es decir tiene que estar limpio sin sólidos indeseables, no debe contener arena porque si se le deja arena corroe la tuberías.
Existe un degasificador de flujo el cual se utiliza cuando el fluido trae gas. Puesto que es gas puede puede dañar el taladro debido a una presión excesiva de gas,
Existe una canoa donde caen los desechos,
El tipo de completacion que se está aplicando es doble sarta 2 3/8 con empacadura dual donde se va a completar y producir tres arenas. Arenas MER (5C) MEG (SL) MERK
(SL) RESELVAS DE GAS 13,6MMPCN DE GAS Y 119BN DE PETROLEO.
Nota se recomienda producir por las arenas más profunda.
No se puede producir por tres arenas a la vez, porque donde exista la menor presión por allí se va a introducir todo el fluido y no es lo conveniente y de toda forma esta panado por las leyes...
La mecha que se utilizo fue de 12 ¼ actualmente se estaba utilizando machas PDC.
Existen varios tipos de formación entre ellas freites oficinas merecure y las piedritas.
Equipos utilizados en el laboratorio de los químicos:
- Reómetro: es un simulador el cual cuida la presión y las características del lodo.
- Filtro prensa: se utiliza para medir las características del filtrado de lodo.
-
Litología: es por medio de registros eléctricos, resistividad. Se utilizo el gamma rey.
Tamices: existen de 4, 8, 40, 80 y el 100% es la representación y se utiliza para lavar la muestra.
ResponderEliminarPasos para determinar las propiedades características del lodo:
1- Se toma la muestra de los tanques y se analizan las propiedades, se puede determinar entrando o saliendo y va disminuyendo los niveles a medida que va perforando. Con esto se determina el punto cedente, viscosidad plástica entre otras,
2- Viscosímetro 600rpm. el lodo base aceite, determinamos a 150 y se determina los geles que son propiedades reologicas del filtrado. Se obtiene el filtrado de ht300, hp600.
¿ES CONTINUO EL BOMBEO DE LODOCON AGENTES EMULSIFICANTES Y CONTROLADORES DE FILTRADO?
No es continuo solo cuando existe riesgo de que ocurra una pérdida de circulación y se hace para evitar que la perdida Y SE BOMBEA 30 BARILES.
NOTA: solo cuando existe riesgo.
Componentes del lodo:
La arcilla organofilica: se utiliza para suspensión de ripios y acarreo.
Lignitos; se usa para controlar el filtrado.
Cal hidratada: para darle alcalinidad al lodo.
Modificador reologico: esa para mejorar la reologia del fluido especialmente la lectura de 300 y 600rpm
Características de los lodos:
Acarreo de los ripios:
Se encarga de mantener los ripios en suspensión. Además protege las paredes de pozo.
Si es mayor produce perdida de circulación
Si es menor una arremetida.
Distribuidor de fluido:
Tanque de contingencia: se utiliza para el lodo que no sirve cuando se arregla. Se alinea igual
Buclin: saca los geles del lodo, los controla y el lodo va a los tanques de succión.
Tanque de píldora: se le agrega un material para evitar la pérdida de circulación, ya que hay fibras y existe posibilidad de pérdida de circulación.
Píldora NPCO: se usa para tratar de sellar las paredes del pozo para evitar que exista perdida de circulación, además ayuda a limpiar el hoyo. Se le agrega para darle pozo al lodo.
La cementación
ResponderEliminarEs un proceso que consiste en mezclar cemento seco y ciertos aditivos con agua, para formar una lechada que es bombeada al pozo a través de la sarta de revestimiento y colocarlo en el espacio anular entre el hoyo y el diámetro externo del revestidor.
El volumen a bombear es predeterminado para alcanzar las zonas críticas (alrededor del fondo de la zapata, espacio anular, formación permeable, hoyo desnudo, etc.).
Luego se deja fraguar y endurecer, formando una barrera permanente e impermeable al movimiento de fluidos detrás del revestidor.
La cementación tiene una gran importancia en la vida del pozo, ya que los trabajos de una buena completación dependen directamente de una buena cementación.
Características físicas y químicas:
Los cementos tienen ciertas características físicas y químicas y en base al uso que se les puede dar en cuanto a rango de profundidad, presiones y temperaturas a soportar, etc.
Según el API, los cementos pueden ser clasificados en:
Clase A:
Usado generalmente para pozos desde superficie hasta 6000’, cuando no se requieren propiedades especiales. La relación agua/cemento recomendada es 5.2 gal/sxs.
Clase B:
Usado generalmente para pozos desde superficie hasta 6000’, cuando hay condiciones moderadas a altas resistencia al sulfato. La relación agua/cemento recomendada es 5.2 gal/sxs.
Clase C:
Usado generalmente para pozos desde superficie hasta 6000’, cuando se requieren condiciones de alto esfuerzo. La relación agua/cemento recomendada es 6.3 gal/sxs.
Clase D:
Usado generalmente para pozos desde 6000’ hasta 10000’, para condiciones moderadas de presión y temperatura. Está disponible para esfuerzos moderados a altos. La relación agua/cemento recomendada es 4.3 gal/sxs.
Clase E:
Usado generalmente para pozos desde 10000’ hasta 14000’, para condiciones altas de presión y temperatura. La relación agua/cemento recomendada es 4.3 gal/sxs.
Clase F:
Usado generalmente para pozos desde 10000’ hasta 16000’, para condiciones extremas de presión y temperatura. Está disponible para esfuerzos moderados a altos. La relación agua/cemento recomendada es 4.3 gal/sxs.
ResponderEliminarClase G y H:
Usado generalmente para pozos desde superficie hasta 8000’ o puedan ser usados con aceleradores o retardadores para cubrir una amplia variedad de rangos de presión y temperatura. La relación agua/cemento recomendada es 5,0 gal/sxs.
Tipos de cementación:
En las operaciones de perforación se efectúan por lo menos dos tipos de cementación, sin embargo en la historia completa de un pozo pueden ser muchas las operaciones de cementación que pueden efectuarse.
Clasificación de las cementaciones:
Se clasifican de acuerdo al objetivo que se persigue:
Cementación primaria.
Cementación secundaria
Tapones de cemento.
Cementación Primaria:
Se realiza al cementar los revestidores del pozo (conductor, superficial, intermedio, producción, etc.) durante la perforación.
Se realiza a presiones suficientes para que la mezcla de cemento bombeada por el interior de la sarta revestidora sea desplazada a través de la zapata que lleva el extremo inferior de la sarta. La zapata siempre se deja a cierta distancia del fondo del hoyo. La mezcla que se desplaza por la zapata asciende por el espacio anular hasta cubrir la distancia calculada que debe quedar rellena de cemento.
En el caso de la sarta primaria, el relleno se hace hasta la superficie. Son las operaciones comunes de cementación como:
Cementación de todo el espacio anular entre el hoyo y la tubería de revestimiento, cuando estas son relativamente corta (revestimientos superficiales).
Cementación del espacio anular, solamente en una sección inferior (revestimiento intermedio o de producción).
Cementación de intervalos de espacio anular en pozos relativamente profundos (cementación por etapas).
Entre sus funciones:
Sirven para afianzar la sarta y para protegerla contra el deterioro durante subsiguientes trabajos de reacondicionamiento que se hagan en el pozo.
Protege la sarta y las formaciones cubiertas: gasíferas, petroleras y/o acuíferas.
Efectúa el aislamiento de las formaciones productivas y el confinamiento de estratos acuíferos.
Evita la migración de fluidos entre las formaciones.
También protege las formaciones contra los derrumbes.
Refuerza la sarta revestida contra el aplastamiento que pueden imponerle presiones externas.
Refuerza la resistencia de la sarta a presiones de estallido.
Protege la sarta contra la corrosión.
Protege la sarta durante los trabajos de cañoneo.
Entre los objetivos principales de esta cementación se pueden mencionar los siguientes:
Adherir y fijar la sarta de revestimiento.
Restringir el movimiento de fluidos entre las formaciones productoras y el confinamiento de los estratos acuíferos.
Proteger la sarta contra la corrosión.
Reforzar la sarta contra el aplastamiento debido a fuerzas externas y reforzar la resistencia de la sarta a presiones de estallido.
Proteger la sarta durante los trabajos de cañoneo (completación).
Sellar la pérdida de circulación en zonas "ladronas".
Usado generalmente para pozos desde 10000’ hasta 16000’, para condiciones extremas de presión y temperatura. Está disponible para esfuerzos moderados a altos. La relación agua/cemento recomendada es 4.3 gal/sxs.
ResponderEliminarClase G y H:
Usado generalmente para pozos desde superficie hasta 8000’ o puedan ser usados con aceleradores o retardadores para cubrir una amplia variedad de rangos de presión y temperatura. La relación agua/cemento recomendada es 5,0 gal/sxs.
Tipos de cementación:
En las operaciones de perforación se efectúan por lo menos dos tipos de cementación, sin embargo en la historia completa de un pozo pueden ser muchas las operaciones de cementación que pueden efectuarse.
Clasificación de las cementaciones:
Se clasifican de acuerdo al objetivo que se persigue:
Cementación primaria.
Cementación secundaria
Tapones de cemento.
Cementación Primaria:
Se realiza al cementar los revestidores del pozo (conductor, superficial, intermedio, producción, etc.) durante la perforación.
Se realiza a presiones suficientes para que la mezcla de cemento bombeada por el interior de la sarta revestidora sea desplazada a través de la zapata que lleva el extremo inferior de la sarta. La zapata siempre se deja a cierta distancia del fondo del hoyo. La mezcla que se desplaza por la zapata asciende por el espacio anular hasta cubrir la distancia calculada que debe quedar rellena de cemento.
En el caso de la sarta primaria, el relleno se hace hasta la superficie. Son las operaciones comunes de cementación como:
Cementación de todo el espacio anular entre el hoyo y la tubería de revestimiento, cuando estas son relativamente corta (revestimientos superficiales).
Cementación del espacio anular, solamente en una sección inferior (revestimiento intermedio o de producción).
Cementación de intervalos de espacio anular en pozos relativamente profundos (cementación por etapas).
Entre sus funciones:
Sirven para afianzar la sarta y para protegerla contra el deterioro durante subsiguientes trabajos de reacondicionamiento que se hagan en el pozo.
Protege la sarta y las formaciones cubiertas: gasíferas, petroleras y/o acuíferas.
Efectúa el aislamiento de las formaciones productivas y el confinamiento de estratos acuíferos.
Evita la migración de fluidos entre las formaciones.
También protege las formaciones contra los derrumbes.
Refuerza la sarta revestida contra el aplastamiento que pueden imponerle presiones externas.
Refuerza la resistencia de la sarta a presiones de estallido.
Protege la sarta contra la corrosión.
Protege la sarta durante los trabajos de cañoneo.
Entre los objetivos principales de esta cementación se pueden mencionar los siguientes:
Adherir y fijar la sarta de revestimiento.
Restringir el movimiento de fluidos entre las formaciones productoras y el confinamiento de los estratos acuíferos.
Proteger la sarta contra la corrosión.
Reforzar la sarta contra el aplastamiento debido a fuerzas externas y reforzar la resistencia de la sarta a presiones de estallido.
Proteger la sarta durante los trabajos de cañoneo (completación).
Sellar la pérdida de circulación en zonas "ladronas".
Actividades de la cementación primaria:
ResponderEliminarDebe diseñarse un programa de cementación para obtener una buena cementación primaria.
El trabajo debe aislar y prevenir la comunicación entre las formaciones cementadas y entre el hoyo abierto y las formaciones someras detrás del revestidor.
Debe considerarse el no fracturar alrededor de la zapata del conductor o de la sarta de superficie durante las subsiguientes operaciones de perforación o cuando se corren las otras sartas de revestimientos.
Al planificar una cementación se debe considerarse información sobre:
o Referencia de pozos vecinos.
o Geometría del hoyo (diámetro/forma).
o Tipo de fluido de perforación existente en el sistema.
o Problemas presentados durante la perforación.
o Tipo de cemento, lechada y aditivos a utilizar por la compañía.
o Efectuar pruebas API para cada una de las lechadas de cemento.
o Equipos y herramientas a utilizar por la compañía de cementación.
o Centralización del revestidor.
o Todas estas consideraciones independientemente del tipo de revestidor.
Cementación Secundaria:
Es el proceso de forzamiento de la lechada de cemento en el pozo, que se realiza principalmente en reparaciones/reacondicionamientos o en tareas de terminación de pozos.
Como procesos de bombear una lechada de cemento en el pozo, bajo presión, forzándola contra una formación porosa, tanto en las perforaciones del revestidor o directamente el hoyo abierto. Cementación Secundaria.
Este tipo de cementación se realiza para corregir problemas en las cementaciones primarias o para abandonar zonas no deseables.
Existen dos tipos:
Cementación a baja presión
Cementación a altas presiones.
Cementación secundaria o forzada.
Durante la perforación o en las tareas de completacion de los pozos, y posteriormente durante el transcurso de la vida productiva de los mismos, en trabajos de reparaciones y/o reacondicionamiento, se emplea con mucha frecuencia la cementación forzada. Este método de cementación consiste en forzar la mezcla de cemento a alta presión hacia la(s) formación(es) para corregir ciertas anomalías en puntos determinados a través de orificios que por cañoneo (perforación a bala o chorro) son abiertos en los revestidotes. Son trabajos extras de cementación como:
Cementación en zonas bien definidas para excluir la producción de agua o gas.
Cementación en zonas de producción desplatadas para abandonar el pozo.
Cementación para formar puentes que obstruyan totalmente ciertos intervalos.
Cementación de partes que quedaron mal cementadas en la cementación primaria.
Cementaciones secundarias pueden ser:
ResponderEliminar Forzadas y/o tapones de cemento.
Cementación Forzada:
Es el tipo más común de cementación secundaria.
El proceso comprende la aplicación de presión hidráulica para forzar cemento en un orificio abierto a través de perforaciones en el revestidor, para corregir ciertas anomalías.
Cuando se diseña una cementación forzada se debe considerar:
Tipo de cemento.
Tiempo total de bombeo requerido.
Tiempo para alcanzar las condiciones del pozo.
Control de filtrado.
Resistencia del cemento.
Desplazamientos y cálculos básicos en condiciones del pozo.
La cementación forzada puede hacerse:
Con empacadura y/o con retenedor.
Cementación Forzada con Retenedor de Cemento:
A) Bajando Espiga
B) Inyectando Cemento
C) Sacando Espig
Tapones de Cemento:
Operación que consiste en colocar una columna de cemento en un hoyo abierto o revestido. Los tapones de cemento comprenden un cierto volumen de lechada de cemento colocado en el agujero o en el interior de la tubería de revestimiento.
Objetivos de los tapones de cemento.
Desviar la trayectoria del pozo arriba de un pescado o para iniciar la perforación direccional.
Taponar una zona del pozo o taponar el pozo.
Resolver un problema de pérdida de circulación en la etapa de perforación.
Proporcionar un amarre en la prueba del pozo.
Aislar una zona productora agotada.
Pérdida de control de circulación.
Perforación direccional.
Abandono de pozo seco o agotado.
.Pruebas de Tapones de Cemento:
El método más común para probar la calidad de la resistencia de un tapón de cemento es bajar una mecha, tubería de perforación o con presión. El tiempo de fraguado después de la colocación de un tapón varía de 8 a 72 horas, dependiendo del uso de aceleradores o el tipo de pozo.
Los propósitos principales de esta cementación son:
Reparar trabajos de cementación primaria deficientes.
Reducir altas producciones de agua y/o gas.
Reparar filtraciones causadas por fallas del revestidor.
Abandonar zonas no productoras o agotadas.
Sellar zonas de pérdidas de circulación.
Proteger la migración de fluido hacia zonas productoras.
Condiciones óptimas de una cementación tanto primaria como secundaria:
Tener la densidad apropiada.
Ser fácilmente mezclable en superficie.
Tener propiedades reológicas óptimas para remover el lodo.
Mantener sus propiedades físicas y químicas mientras se está colocando.
Debe ser impermeable al gas en el anular, si estuviese presente.
Desarrollar esfuerzo lo más rápido posible una vez que ha sido bombeado.
Desarrollar una buena adherencia entre revestidor y formación.
Tener una permeabilidad lo más baja posible.
Mantener todas sus propiedades bajo condiciones severas de presión y temperatura.
lechada de cemento:
Es una solucion acuosa de varias clases de iones y adictivos organicos. Por lo tanto, la reologia de la lechada difiere de la reologia de agua.
La lechada de cemento debe ser capaz de ser puesta en el sitio deseado por medio del equipo superficial de bombeo
YACIMIENTO I:Naturalmente, Los yacimiento de gas condesado en cualquier tiempo, el líquido producido por condensación retrógrada en el yacimiento está compuesto, en gran parte, de un alto porcentaje (por volumen) de metano y etano, y es mucho mayor que el volumen de líquido estable que pudiera obtenerse por condensación del fluido del yacimiento a presión y temperatura atmosférica. La composición del líquido producido por condensación retrógrada cambia a medida que la presión disminuye, de manera que 4% del volumen líquido retrógrado a una presión, por ejemplo, de 750 lpca puede contener un condensado estable a condiciones de superficie equivalente a 6% del volumen retrógrado a 2250 lpca. Estos datos pueden ser obtenidos por diferentes mecanismos.
ResponderEliminarUno de las formulas o aplicaciones utilizada para calcular el gas condesado llegando a la superficie o cuando esta es empleando la Ecuación de Balance de Materiales, la cual se ha desarrollado en base al balance del volumen original, balance del volumen de poros disponibles y balance molecular para diferentes tipos de yacimientos.
Al igual que en yacimientos de petróleo, en pozos de gas se llevan a cabo pruebas de declinación y restauración de presión, las cuales son muy importantes para determinar el comportamiento del yacimiento durante su vida productiva.
Yacimiento I:
ResponderEliminarJorge Luís Rodríguez
Seijas Daniel
Gamarra pedro
Clasificación de los pozos de gas:
Yacimientos de gas seco: Su temperatura inicial excede la temperatura cricondentérmica. Están constituidos por metano, con rastros de hidrocarburos superiores, que no condensan ni en yacimiento ni en superficie. Poseen alta energía cinética de sus moléculas y baja atracción de las mismas.
Yacimientos de gas húmedo: Su temperatura inicial excede la temperatura cricondentérmica. Están constituidos por hidrocarburos livianos a intermedios, que no condensan a condiciones de yacimiento pero si a condiciones de superficie.
Yacimientos de gas condensado: Estos yacimientos producen condensación retrograda en el yacimiento a presiones por debajo de la presión de rocío y temperaturas entre la crítica y la cricondentérmica. El gas al disminuir la presión o aumentar la temperatura se condensa, por estas anomalías se denomina condensación retrograda.
Clasificación de acuerdo al espacio poroso:
Yacimientos Volumétricos: son aquellos yacimientos cuyo espacio poroso disponible para el hidrocarburo almacenado, solo varía con el cambio de la presión y compresibilidad efectiva del mismo, y no se invade por otra sustancia
Yacimientos no Volumétricos: son aquellos yacimientos cuyo espacio poroso disponible para el hidrocarburo almacenado, solo varía con el cambio de la presión y compresibilidad efectiva del mismo, pero este si es invadido por otra sustancia.
Clasificación de acuerdo a la presencia de petróleo en el yacimiento:
Yacimientos de gas no asociado: son yacimientos donde el gas se encuentra libre y no está en contacto con el petróleo.
Yacimientos de gas asociado: son yacimientos donde el gas se encuentra libre pero está en contacto con el petróleo.
Yacimientos de gas disuelto: son yacimientos donde el gas se encuentra en solución con el petróleo.
Yacimiento I
ResponderEliminarRelación Gas-Petróleo.
Cuando se realiza un análisis nodal, siempre se deben hacer sensibilidades de la RGP, y que un modelo de simulación numérica de yacimiento que permitirá estimar la profundidad más probable de ubicación del punto de fondo para un nuevo pozo. Por otra parte, las condiciones del pozo y facilidades de superficie tendrán un peso determinante en el cálculo. Si de acuerdo a los resultados, se coloca un reductor de poco diámetro, se podría estar condenando de forma drástica la productividad del pozo. En cambio si abrimos reductor, el fluido llegará con mucha facilidad hasta superficie, lo que resultaría una desventaja a nivel de yacimiento, debido a que la declinación de presión será mayor. Es por ello que, al momento de realizar los análisis de productividad se deben tomar en consideración otros factores secundarios como son: la permeabilidad de la formación (aún más en un sistema de doble K, escogiendo un modelo que pueda simular la K de fractura), la correlación de levantamiento de fluidos (VLP) de acuerdo con sus características, el grado de inclinación con que el pozo va a penetrar la formación. Con respecto a este punto, es menor a medida que aumenta la inclinación del pozo, por lo que el problema de la condensación retrograda puede disminuir notablemente con la perforación de pozos de arquitectura inclinada u horizontal. La saturación de condensado retrógrado alrededor de un pozo vertical puede llegar a más de un 15%, mientras que en un pozo horizontal no excede un 6% con la misma tasa y período de producción. Adicional a estos parámetros secundarios, se debe tomar en consideración una sensibilidad del efecto. Con el propósito de evaluar el caudal inicial de producción de petróleo si se procede a realizar un fracturamiento hidráulico después de la completación al pozo. En pocas palabras, se requiere hacer un balance de todos estos parámetros para obtener el escenario de mayor rentabilidad. Siempre para este tipo de estudios se debe tener amarrado estos datos a un modelo de simulación yacimiento-superficie, o por lo menos un modelo de simulación de yacimientos, ya que nos ayudará a aumentar el grado de certidumbre de una propuesta.
Ahora quiero dejar esta pregunta para los que hayan leído completo este artículo: el nivel de reservas de condensado/petróleo va impactar de forma notable el caudal de producción inicial de un nuevo pozo….
Jorge Luís Rodríguez
Seijas Daniel
Gamarra pedro
Yacimiento I. es recomendable perforar un pozo en la pierna de petróleo, para así aprovechar el gas como el mecanismo preponderante de producción en yacimientos volumétricos. Pero existe un mayor riesgo: y como he comentado, a medida que trato de alejarme de la zona de gas, tengo una mayor probabilidad de completar un pozo que quizás resulte seco, dependiendo de su posición estructural.
ResponderEliminarEntonces que queda? buscar o monitorear los contactos? La respuesta podría resultar como buscar la piedra filosofal o el elixir de la larga vida de un yacimiento. Generalmente antes de la explotación de un yacimiento, los fluidos se encuentran en equilibrio dinámico, por lo que es posible la definición de contactos mediante registros multiprobadores de formación.
Pero cuando este alcanza un 20 al 50% de sus reservas drenadas, estos contactos desaparecen y se empieza a crear regiones o zonas de fluidos críticos, que de cierta forma complican aún más el análisis. Por ejemplo, se empieza a explotar la zona de gas, y a medida que extraemos de la misma, ocurre un fenómeno de vaciamiento -restamos moles de gas- y la zona de petróleo empieza un expansión siempre y cuando este se encuentre por encima de la presión de saturación. Pero cuando empezamos a desarrollar la “pierna de petróleo”, y luego de un tiempo la presión del yacimiento cae por debajo de la presión de saturación, el petróleo dentro del yacimiento comienza a mermar, por lo que el gas, cada vez más empobrecido a nivel molar, comienza a expandirse. Ahora bien esta zona de fluidos críticos se forma generalmente con el condensado retrogrado proveniente del gas y del gas liberado de la zona petróleo. Al final, realizar un balance es bastante
Yacimiento I
ResponderEliminarReservas de Hidrocarburos:
Las reservas se definen como aquellas cantidades de hidrocarburos que se prevé serán recuperadas comercialmente de acumulaciones conocidas a una fecha dada. En consecuencia, el concepto de reservas constituye tan sólo la parte recuperable y explotable de los recursos petroleros en un tiempo determinado.
Por tanto, es importante aclarar que algunas de las partes no recuperables del volumen original de hidrocarburos pueden ser consideradas como reservas, dependiendo de las condiciones económicas, tecnológicas, o de otra índole, que lleguen a convertirlas en volúmenes recuperables.
Las reservas probadas: se definen como el volumen de hidrocarburos o sustancias asociadas evaluados a condiciones atmosféricas y bajo condiciones económicas actuales, que se estima serán comercialmente recuperables en una fecha específica, con una certidumbre razonable, derivada del análisis de información geológica y de ingeniería.
Dentro de las reservas probadas existen dos tipos:
1) las desarrolladas, aquellas que se espera sean recuperadas de los pozos existentes con la infraestructura actual y con costos moderados de inversión.
2) las no desarrolladas, que se definen como el volumen que se espera producir con infraestructura y en pozos futuros.
Ahora bien, dentro de las reservas no probadas existen también dos tipos: 1) las reservas probables y 2) las reservas posibles.
Reservas probables:
Constituyen por aquellos volúmenes de hidrocarburos, cuyo análisis de la información geológica y de ingeniería sugiere que son más factibles de ser comercialmente recuperables, que de no serlo. Si se emplean métodos probabilísticos para su evaluación existirá una probabilidad de al menos 50% de que las cantidades a recuperar sean iguales o mayores a la suma de las reservas probadas más las probables. por tanto, son constituidas por la suma de las reservas probadas más las probables.
Reservas Posibles: se caracterizan por tener una recuperación comercial, estimada a partir de la información geológica y de ingeniería, menor que en el caso de las reservas probables. Así, si se utilizan métodos probabilísticos, la suma de las reservas probadas, probables más las posibles tendrá al menos una probabilidad de 10% de que las cantidades realmente recuperadas sean iguales o mayores.
Consiguientemente, las reservas Posibles se calculan a partir de la suma de las reservas probadas más las probables más las posibles
La etapa más esencial de la industria petrolera es la producción. Durante esta etapa extraemos la mayor cantidad de hidrocarburos presente en el yacimiento para su venta en el mercado nacional e internacional. Este sistema comprende cuatro etapas fundamentales como los son el yacimiento, la completación, el pozo y las conexiones de superficie que son la que nos permiten producir hidrocarburos. Existen dos maneras de que produzca el pozo una de ellas es por flujo natural, es cuando la energía del yacimiento es superior a la presión y el fluido puede subir hasta la superficie naturalmente, pero una vez que esta energía al pasar de los años se agota es momento de utilizar métodos complementarios. Esta es la otra manera de que el pozo produzca que es artificialmente, empleando sistemas de levantamiento artificial que no son maquinarias que ayudan a que el pozo produzca o básicamente ayudar al fluido que está en el yacimiento a subir hasta la superficie. Existen mucho métodos de producción artificial pero a los que se harán referencia en esta obra son el Bombeo mecánico o comúnmente conocido con el nombre de Balancín. El bombeo mecánico es un procedimiento de succión y transferencia casi continua del petróleo hasta la superficie. La unidad de superficie imparte el movimiento de sube y baja a la sarta de varillas de succión que mueve el pistón de la bomba, colocada en la sarta de producción, a cierta profundidad del fondo del pozo. Este método consiste fundamentalmente en una bomba de subsuelo de acción reciprocante, abastecida con energía suministrada a través de una sarta de varillas. La energía proviene de un motor eléctrico o de combustión interna, la cual moviliza una unidad de superficie mediante un sistema de engranajes y correas.
ResponderEliminarArgenis Gomez Ing. Produccion 2 (IP-M1)
Uno de los métodos de producción es el bombeo electrosumergible este es un sistema ó método de levantamiento artificial altamente eficiente para la producción de crudos livianos y medianos; sin embargo, es uno de los métodos de extracción de crudo que exige mayor requerimiento de supervisión, análisis y control, a fin de garantizar el adecuado comportamiento del sistema.
ResponderEliminarEl método de levantamiento artificial por Bombeo Electrosumergible (BES) tiene como objeto fundamental levantar el fluido del reservatorio hasta la superficie, mediante la rotación centrífuga de la bomba electrosumergible. La potencia requerida por dicha bomba es suministrada por un motor eléctrico que se encuentra ubicado en el fondo del pozo; la corriente eléctrica, necesaria para el funcionamiento de dicho motor, es suministrada desde la superficie, y conducida a través del cable de potencia hasta el motor.
Argenis Gomez Ing. Produccion 2 (IP-M1)
Las reservas probadas: se definen como el volumen de hidrocarburos o sustancias asociadas evaluados a condiciones atmosféricas y bajo condiciones económicas actuales, que se estima serán comercialmente recuperables en una fecha específica, con una certidumbre razonable, derivada del análisis de información geológica y de ingeniería.
ResponderEliminarDentro de las reservas probadas existen dos tipos:
1) las desarrolladas, aquellas que se espera sean recuperadas de los pozos existentes con la infraestructura actual y con costos moderados de inversión.
2) las no desarrolladas, que se definen como el volumen que se espera producir con infraestructura y en pozos futuros.
Ahora bien, dentro de las reservas no probadas existen también dos tipos: 1) las reservas probables y 2) las reservas posibles.
Reservas probables:
Constituyen por aquellos volúmenes de hidrocarburos, cuyo análisis de la información geológica y de ingeniería sugiere que son más factibles de ser comercialmente recuperables, que de no serlo. Si se emplean métodos probabilísticos para su evaluación existirá una probabilidad de al menos 50% de que las cantidades a recuperar sean iguales o mayores a la suma de las reservas probadas más las probables. por tanto, son constituidas por la suma de las reservas probadas más las probables.
Reservas Posibles: se caracterizan por tener una recuperación comercial, estimada a partir de la información geológica y de ingeniería, menor que en el caso de las reservas probables. Así, si se utilizan métodos probabilísticos, la suma de las reservas probadas, probables más las posibles tendrá al menos una probabilidad de 10% de que las cantidades realmente recuperadas sean iguales o mayores.
Consiguientemente, las reservas Posibles se calculan a partir de la suma de las reservas probadas más las probables más las posibles
hola buenas tardes profe anyi tengo problemas para publicar mi comentario .... keila Berroeta ..19068700
ResponderEliminarhola buenas tardes profe soy keila berroeta mi comentario es el siguiente:la idea de permeabilidad fue introducida por primera vez en 1856 por Henry Darcy,qiuen investigo el flujo de agua a traves de filtro de arena para purificacion del agua.
ResponderEliminaren la determinacion experimental de la ley de darcy se considero:a)sistema de fluido monofasico y homogeneo.B)no hay reaccion entre el fluido y la roca.Tambien comprendi la importancia de la determinacion en los estractos de serie y paralelo.y el indice de productivida.
hola profesora anyi chasoy es keila Berroeta mi comentario acerca de la clase del lunes es el siguiente:
ResponderEliminaryacimientos de gas estan compuesto por:
*gas seco:un gas seco o natural consiste fundamentalmente en metano con poca cantidad de etano y posiblemente muy pequeños porcentaje de otros componentes de hidrocarburos mas pesados.
*gas humedo:un gas hùmedo normalmentecontiene mas componentede hidrocarburos màs pesados.
*gas condesado:producen liquidos de color claro o sin color y contiene màs componente pesado que el gas hùmedo y usualmente se encuentra a profundidades mayores a 5000 pies.
*yacimientos de petroleos:
petroleo volàtil:son crudos de colores usualmente profundos oscuros ,con gravedad APImenor que 50 y razones gas-petròleo
inferiores a inferiores a 8000 PCN/BN.
*petroleo negros:el petroleo producido es usualmente el negro o de colores oscuros con una gravedad menor a 30api.
Se clasifica de acuerdo:
"liviano", "mediano", "pesado" y "extrapesado".
Tipos de mecanismo de producciòn:
1)expansiòn de fluidos:ocurre como tal cuando existe una sola fase.
es el resultado combinado de la expansiònde la roca y de los fluidos.
2)empuje por gas en soluciòn:
ocurre por la expansiòn de gas disuelto que sale de la soluciòn cuando disminuye la presiòn.
predomina cuando no hay otrs fuentes naturales de energia como un acuifero o capa de gas.
3)empuje`por capa de gas:
resulta de la reducciòn de presiòn debida a la producciòn de fluidos.
para ser efectiva se necesita una capa original de gas grande formada por segregaciòn gravitacional.
4)empue hidraùlico:
resultan de la expansiòn del agua de un acuifero adyacente al yacimiento. su efectividad depende de dos parametros:
tamaño del acuifero .
permeabilidad de la roca del yacimiento.
caracterizaciòn del yacimiento:
*caracterizaciòn geologica.
*" fisica ,objeto del presente texto.
*caracterizaciòn energetica.
keila 19068700.
comentado por "JORGE REINA"
ResponderEliminarLos yacimientos de gas condensado son aquellos que están formados, o contienen un gas condensado. Un gas condensado es un fluido monofásico en condiciones de yacimiento originales. Está compuesto principalmente de metano [C1] y de otros hidrocarburos de cadena corta, pero también contiene hidrocarburos de cadena larga, denominados fracciones pesadas. Bajo ciertas condiciones de temperatura y presión, este fluido se separará en dos fases, una gaseosa y otra líquida, lo que se conoce como condensado retrógrado.
Buenas noches profe...
ResponderEliminarYacimientos I.
Gas-condensado natural es una mezcla de baja densidad de hidrocarburo los líquidos que están presentes como componentes gaseosos en el gas natural crudo produjeron de muchos naturales campos de gas. Él condensa fuera del gas crudo si la temperatura se reduce debajo a punto de condensación del hidrocarburo temperatura del gas crudo. El gas-condensado natural también se refiere como simplemente condensado, o gas-condensado, o a veces gasolina natural porque contiene los hidrocarburos dentro de la gama que hierve de la gasolina. El gas natural crudo puede venir de tres tipos de pozos de gas:[1][2]
• Crudo pozos de petróleo - Se llama el gas natural crudo que viene de pozos del petróleo crudo gas asociado. Este gas puede existir a parte del petróleo crudo en la formación subterránea, o disuelto en el petróleo crudo.
• Pozos de gas secos - estos pozos producen típicamente solamente el gas natural crudo que no contiene ninguna líquidos del hidrocarburo. Se llama tal gas no asociado gas.
• Pozos condensados - estos pozos producen el gas natural crudo junto con gaseoso líquido natural. Tal gas está también no asociado gas y referido a menudo como gas mojado.
Composición del gas-condensado natural
Hay centenares de campos de gas mojados por todo el mundo y cada uno tiene su propia composición única del gas-condensado. Sin embargo, el gas-condensado tiene generalmente a gravedad específica el extenderse a partir de la 0.5 a 0.8 y puede contener:[3][4][5][6]
• Sulfuro del hidrógeno (H2S}
• Thiols también llamado tradicionalmente mercaptans (denotado como RSH, donde está un grupo R orgánico tal como metílico, ethyl, etc.)
• Bióxido de carbono (CO2)
• Alkanes Straight-chain teniendo a partir el 2 a 12 carbón átomos (denotados como C2 a C12)
• Cyclohexane y quizás otro naphthenes
• Compuestos aromáticos (benceno, tolueno, xilenos y ethylbenzene)
Separación del condensado del gas natural crudo
Hay absolutamente literalmente centenares de diversas configuraciones de equipo para el proceso requerido para separar el gas-condensado natural de un gas natural crudo. organigrama esquemático a la derecha representa apenas uno de las configuraciones posibles.[7]
La materia de base cruda del gas natural de un pozo de gas o de un grupo de pozos se refresca para bajar la temperatura del gas debajo a su punto de condensación del hidrocarburo en la materia de base la presión y ésa condensa una buena parte de los hidrocarburos del gas-condensado. La mezcla de la materia de base del gas, del condensado líquido y del agua entonces se encamina a un recipiente de alta presión del separador donde se separan y se quitan el agua y el gas natural crudo. El gas natural crudo del separador de alta presión se envía a la cañería compresor del gas.
El gas-condensado del separador de alta presión atraviesa sofocar válvula de control a un separador de la presión baja. La reducción en la presión a través de la válvula de control hace el condensado experimentar una vaporización parcial designada a vaporización de destello. El gas natural crudo del separador de la presión baja se envía a un compresor del “aumentador de presión” que levante la presión de gas y la envíe a través de un refrigerador y encendido al compresor principal del gas.
buenas noches prof..
ResponderEliminaryacimiento I
daniel seijas c.i:18316580
el gas condensado es una mezcla de hidrocarburo en el cual los líquidos están presentes como componentes gaseosos. el gas condensado es un fluido monofasico y esta presente en los canpos de gas natural al estar condensado la temperatura se reduce debajo a punto de condensación del hidrocarburo temperatura del gas crudo. El gas-condensado esta conpuesto por principar mente por metano (c1) y otros conponentes. el gas natural de un pozo de gas o de un grupo de pozos se refresca para bajar la temperatura del gas debajo a su punto de condensación del hidrocarburo en la materia de base la presión y ésa condensa una buena parte de los hidrocarburos del gas-condensado. La mezcla de la materia de base del gas, del condensado natural crudo del separador de alta presión se envía a la cañería compresor del gas.líquido y del agua entonces se encamina a un recipiente de alta presión del separador donde se separan y se quitan el agua y el gas natural crudo.
Buenas noches compañeros del blogs. con respecto a la materia de yacimientos 1; lo que se conoce como GAS CONDESADO tambien se puede decir que son gases que se comportan como GAS RETROGADO ubicados en un punto critico que esta mas abajo a la izquierda de la envolvente a una temperatura critica menor que la temperatura de yacimiento, y una cricondenterma mayor que la temperatura de dicho yacimiento.Un yacimiento de GAS CONDENSADO no es mas que un gas saturado en su punto de rocio relacionado con el crudo que tambien se encuentra saturado en su punto de burbujeo.
ResponderEliminarbuenas noches prof.
ResponderEliminaryacimiento I
gas condensado
en los yacimientos de gas condensado la tenperatura deciende hasta llegar al punto de condensacion. el gas condensado tiene muchos compuetos y es un fluido monofasico y esta presente en muchos canpos de gas.
Yacimientos I
ResponderEliminarSe dice que cuando en el yacimiento el gas condensado llega a superficie a medida que la presión disminuye debido a la producción, la composición del fluido producido será la misma que la del fluido del yacimiento, y permanecerá constante hasta alcanzar la presión del punto de rocío
Por debajo de esta presión, se condensa líquido del fluido del yacimiento en forma de rocío Debido a esta condensación, la fase gaseosa disminuirá su contenido líquido. Como el líquido condensado se adhiere al material sólido o paredes de los poros de la roca, permanecerá inmóvil. Por consiguiente, el gas producido en la superficie tendrá un contenido líquido menor, aumentando la relación gas-petróleo de producción. Este proceso, denominado condensación retrógrada, continúa hasta alcanzar un punto de máximo volumen líquido.
BUENAS NOCHES..
ResponderEliminarCLASE DEL LUNES YACIMIENTOS I
Los yacimientos se clasifican en diferentes criterios: de acuerdo al criterio geologico son:ESTRUCTIRALES:
Son aquellas constituidas por la deformación de los estratos del subsuelo, causada Fracturas en calizas o rocas ígneas, discordancias, fallamiento en areniscas, sinclinales... ESTRATIGRAFICOS: Estos se forman cuando a desaparecido la continuidad en rocas porosas.. DE acuerdo al tipo de fluido que contienen:Yacimientos de gas seco.
Son aquellos cuya temperatura inicial excede a la cricocondentermica y están constituidos por metano casi, con rastros de hidrocarburos superiores, que en superficie no condensan..Yacimientos de Gas Húmedo.
Son aquellos yacimientos donde la temperatura inicial excede a la temperatura cricondentermica y están formados por hidrocarburos livianos y estos no se condensan en el reservorio pero si lo hacen en superficie...Yacimiento de gas condensado.
están constituidos por los fluidos , por su expansión isotérmica a la temperatura del reservorio puede o no revaporizarce al continuar el proceso.Yacimiento de petróleo de alta volatilidad
estan caracterizados porque la temperatura del yacimiento es ligeramente inferior a la temperetura cricondentérmica, además la mezcla de hidrocarburos a condiciones iniciales se encuentra en estado líquido cerca del punto crítico y tienen Color amarillo oscuro a negro, API > 40°, Relación Gas-Petroleo entre 2.000 - 5.000 PCN / BN y un factor volumetrico de formación del petróleo mayor a 1,5 BY / BN. Yacimientos de Petróleo Negro
Se caracterizan por tener la temperatura del yacimiento muy inferior a la temperatura cricondentermica, poseen un alto porcentaje de componentes pesados a partir del C7, con un porcentaje mayor al 40%. El líquido producido tiene las siguientes características:Color negro o verde oscuro, API... KAYAURIMA RODRIGUEZ .. 19963051
Yacimientos 1: El análisis PVT de una muestra es una herramienta muy importante ya que proporciona información como el comportamiento p-v de un yacimiento a temperatura constante, determinación del punto de rocío, factores de compresibilidad del gas condensado producido y la mezcla remanente en la celda, el análisis de la composición de los fluidos separados y del yacimiento, optimización de presiones de separación instantánea gas-líquido de prueba de separadores, entre otras.
ResponderEliminarLos análisis PVT son absolutamente necesarios para llevar a cabo el diseño de instalaciones de producción, análisis nodales, diversas actividades de la ingeniería de yacimientos; permiten obtener cálculos como el POES del yacimiento, predecir su vida productiva; definir los esquemas óptimos de producción, evaluar métodos de recuperación mejorada y demás propiedades que predicen el comportamiento de los pozos a medida que son explotados.
CLASIFICACIÓN DE LOS YACIMIENTOS
ResponderEliminarLos yacimientos se pueden clasificar de acuerdo a:
a).- Origen, composición mineral y textura.
Las rocas acumulación son generalmente de origen sedimentario, sin embargo el hidrocarburo se encuentra ocasionalmente en rocas ígneas.
Las rocas sedimentarias que contienen hidrocarburos pueden dividirse en dos clases como son:
Detríticas y Químicas. Los sedimentos detríticos o clásticos provienen de la desintegración de rocas ígneas y metamórficas o de otras rocas sedimentarias, lo que ocurre por un proceso de diagénesis, meteorización, erosión y transporte, esto se deposita en una cuenca sedimentaria que con el tiempo se convierten en arenas y lutitas.
Los sedimentos químicos pueden formarse como resultado de, desarrollo orgánico y precipitación, proceso por el cual se han formado la mayoría de carbonatos o por evaporación del agua de mar en cuencas cerradas.
b) De acuerdo a la acumulación de hidrocarburos
Yacimientos de gas seco
Son aquellos yacimientos cuya temperatura inicial excede a la cricocondentermica y están constituidos por metano casi, con rastros de hidrocarburos superiores, que en superficie no condensan. Debido a la alta energía cinética de las moléculas y a su baja atracción, no alcanzan la forma de líquidos a la presión y temperatura del tanque de almacén.
Yacimientos de Gas Húmedo
Son aquellos yacimientos que su temperatura inicial excede a la temperatura cricondentermica y están formados por hidrocarburos livianos a intermedios estos no se condensan en el reservorio pero si lo hacen en superficie (en el separador).
Yacimiento de gas condensado
Estos están constituidos por los fluidos tal que, por su expansión isotérmica a la temperatura del reservorio puede o no evaporizarse al continuar el proceso, se puede hablar en este tipo de yacimientos de una condensación retrograda, donde el gas al disminuir la presión se condensa, estos líquidos se adhieren a los poros siendo este un liquido inmóvil, esto ocasiona una disminución de la producción de líquidos
Yacimiento de petróleo de alta volatilidad
Estos yacimientos están caracterizados porque la temperatura del yacimiento es ligeramente inferior a la temperatura cricondentérmica, además la mezcla de hidrocarburos a condiciones iniciales se encuentra en estado líquido cerca del punto crítico. El equilibrio de fase en estos yacimientos es precario, tienen un alto encogimiento del crudo cuando la presión del yacimiento cae por debajo de Pb (Presión de Burbuja).
Yacimientos de Petróleo Negro
Se caracterizan por tener la temperatura del yacimiento muy inferior a la temperatura cricondentermica, poseen un alto porcentaje de componentes pesados a partir del C7, con un porcentaje mayor al 40%. El líquido producido tiene las siguientes características: Color negro o verde oscuro, API <>
Reservas Venezolanas
ResponderEliminarLas reservas actuales de gas libre de Venezuela se contabilizan en apenas 32 billones de pies cúbicos (de un volumen total de reservas probadas de 140 billones de pies cúbicos). Tomando en consideración un crecimiento sostenido del país y de la propia industria petrolera, un desarrollo acelerado en la industria petroquímica y la construcción de plantas de mejoramiento de los crudos pesados que consumen bastante hidrógeno generado con gas natural, el consumo para el año 2010 apenas si llegará a algo más de 2 billones de pies cúbicos por año. Considerando el consumo puntual de Venezuela proyectado para ese año, contra las actuales reservas probadas (que en su gran mayoría son de gas asociado al petróleo que se extrae del subsuelo), tenemos gas para 58 años, aproximadamente seis décadas, y para más de 110 años si tomamos en consideración las reservas totales, que duplican prácticamente las actuales probadas.
El petróleo se extrae mediante la perforación de un pozo sobre el yacimiento. Si la presión de los fluidos es suficiente, forzará la salida natural del petróleo a través del pozo que se conecta mediante una red de oleoductos hacia su tratamiento primario, donde se deshidrata y estabiliza eliminando los compuestos más volátiles. Posteriormente se transporta a refinerías o plantas de mejoramiento. Durante la vida del yacimiento, la presión descenderá y será necesario usar otras técnicas para la extracción del petróleo. Esas técnicas incluyen la extracción mediante bombas, la inyección de agua o la inyección de gas, entre otras.
ResponderEliminarLos componentes químicos del petróleo se separan y obtienen por destilación mediante un proceso de refinamiento. De él se extraen diferentes productos, entre otros: propano, butano, gasolina, keroseno, gasóleo, aceites lubricantes, asfaltos, carbón de choque, etc. Todos estos productos, de baja solubilidad, se obtienen en el orden indicado, de arriba abajo, en las torres de fraccionamiento.
pruebas de pozos de gas son sometidas a diferentes tipos de pruebas con el objetivo fundamental de determinar la habilidad de producir bajo diferentes condiciones de diseño de facilidades de superficie. las pruebas disenadas para determinar las capacidades de produccion son
ResponderEliminarlas pruebas convercionales este tipo de prueba consiste en cerrar el pozo hasta restaurar la presion promedio en el area de drenaje luego se abre el pozo a produccion a tasa constante hasta que la presion de fondo fluyente se estabilice
la prueba isocronal normal esta consiste en cerrar el pozo durante un periodo de tiempo lo suficientemente largo antes de cada periodo de tal que cada periodo de flujo comience con la misma distribucion de presion en el yacimiento¨´
la prueba isocronal modificada es una prueba isocronal no es aplicable si su tiempo de seudoestabilizacion es excesivamente largo, la modificada consiste en cerrar el pozo y luego producirlo durante periodos iguales de tiempo . la presion de cierre no estabiliza necesariamente al final de cada periodo y debe ser utilizada en los calculos de presion al cuadrado menos la presion de fondo fluyente al cuadrado
Yacimientos I
ResponderEliminarAnálisis PVT
Los estudios PVT se llevan a cabo con el propósito de analizar los yacimientos, y partiendo de los resultados de estos estudios, determinar los diversos parámetros y metodologías que se desarrollarán para poner a producir el yacimiento. El muestreo de fluidos se realiza al principio de la vida productiva del yacimiento. Existen dos formas de recolectar las muestras de fluidos:
- Muestreo de fondo.
- Muestreo por recombinación superficial.
Los análisis PVT son absolutamente necesarios para llevar a cabo el diseño de instalaciones de producción, análisis nodales, diversas actividades de la ingeniería de yacimientos; permiten obtener cálculos como el POES del yacimiento, predecir su vida productiva; definir los esquemas óptimos de producción, evaluar métodos de recuperación mejorada y demás propiedades que predicen el comportamiento de los pozos a medida que son explotados. La nuevas herramientas y equipos disponibles de manejo automatizado y computarizado, hacen más factibles la realización de los estudios.
Cuando se analizan pruebas PVT existe un porcentaje de esas pruebas que resultan no ser útiles debido a que pudiera haber contaminación de los recipientes donde se toman las muestras, mala toma de la muestra o inestabilidad de la producción a nivel de toma de muestreo, entre otros problemas. Es por ello que en el análisis PVT debemos considerar sumamente importante los datos que se están registrando de modo que éstos sean bastante representativos y de esta manera nos den la seguridad de undesarrollo óptimo del campo petrolífero o gasífero. Para tener la certeza de que el muestreo es representativo, se hace una validación exhaustiva tomando en cuenta todos los parámetros del yacimiento medidos durante la toma de muestras como son:
- Presión estática del yacimiento
- Presión fluyendo
- Presión y temperatura a la cabeza del pozo
- Presión y temperatura del separador
- Gastos de líquido y gas en el separador , así como el líquido en el tanque
- Factor de encogimiento del aceite
Yacimientos I
ResponderEliminarClasificacion de Reservas:
Las reservas son cantidades de petróleo que se considera pueden ser recuperados comercialmente a partir de acumulaciones conocidas a una fecha futura. Todos los estimados de reservas involucran algún grado de incertidumbre. La incertidumbre depende principalmente de la cantidad de datos de ingeniería y geología, confiables y disponibles a la fecha del estimado y de la interpretación de estos datos.
Reservas Probadas
Las reservas probadas son las cantidades de petróleo que, por análisis de datos de geología e ingeniería, pueden ser estimadas con "razonable certeza" que serán recuperables comercialmente, a partir de una fecha dada, de reservorios conocidos y bajo las actuales condiciones económicas, métodos de operación y regulaciones. Las reservas probadas pueden ser sub-divididas en desarrolladas y no desarrolladas.
Las reservas en áreas no desarrolladas, pueden ser clasificadas como probadas no desarrolladas, si cumplen:
(1) Las ubicaciones son offsets directos a pozos que han mostrado producción comercial en la formación objetivo,
(2) Que es razonablemente cierto que tales ubicaciones están dentro del límite productivo conocido como probado para la formación objetivo,
(3) Las ubicaciones están acorde con la regulación existente referida e espaciamiento, y
(4) Es razonablemente cierto que las ubicaciones serán desarrolladas. Las reservas para otras ubicaciones son clasificadas como probadas no desarrolladas solo cuando la interpretación de los datos de geología e ingeniería de los pozos cercanos indican con razonable certeza que la formación objetivo es lateralmente continua y contiene petróleo comercialmente recuperable para ubicaciones diferentes a los offsets directos.
Reservas no probadas
Las reservas no probadas están basadas en datos de geología y/o ingeniería, similares a los usados en el estimado de las reservas probadas; pero incertidumbre técnicas, contractuales, económicas o de regulación hacen que estas reservas no sean clasificadas como probadas. Las reservas no probadas pueden ser sub-clasificadas como probables y posibles.
Reservas probables
Las reservas probables son las reservas no probadas que el análisis de datos de geología e ingeniería sugieren que son menos ciertas que las probadas.
las reservas probables pueden incluir:
(1) Reservas que se anticipaban como probadas por perforación de un normal step-out, pero el control del subsuelo es inadecuado para clasificar estas reservas como probadas,
(2) Reservas en formaciones que parecen ser productivas y están basadas en características de perfiles eléctricos pero faltan datos de núcleos o pruebas definitivas y que no son análogos a reservorios en producción o reservorios probados existentes en el área,
(3) Reservas incrementales que se atribuyen a perforación de interubicaciones (infill) que podrían ser clasificados como probadas si es que el espaciamiento reducido hubiera sido aprobado a la fecha del estimado.
eservas posibles
Las reservas posibles son las reservas no probadas que el análisis de los datos de geología e ingeniería sugieren que son menos ciertas a ser recuperadas que las reservas probables.
las reservas posibles pueden incluir :
(1) Reservas que, basadas en interpretaciones geológicas, podrían existir mas allá del área clasificada como probable,
(2) Reservas en formaciones que parecen contener petróleo basados en análisis de núcleos y registros, pero pueden no ser productivas a tasas comerciales.,
(3) Reservas incrementales atribuidas a perforación infill que están sujetas a incertidumbre técnica.
Otro método es el de bombeo por cavidades progresivas que proporciona un método de levantamiento artificial que se puede utilizar en la producción de fluidos muy viscosos y posee pocas partes móviles por lo que su mantenimiento es relativamente sencillo.
ResponderEliminarEste consta básicamente de un cabezal de accionamiento en superficie y una bomba de fondo compuesta de un rotor de acero, en forma helicoidal de paso simple y sección circular, que gira dentro de un estator de elastómero vulcanizado. La operación de la bomba es sencilla; a medida que el rotor gira excéntricamente dentro del estator, se van formando cavidades selladas entre las superficies de ambos, para mover el fluido desde la succión de la bomba hasta su descarga.
Este tiene dos tipos de instalaciones, la instalación convencional donde se baja la tubería de producción se la ancla con un packers luego de la fijación se baja el estator y rotor que son instalados de forma separada; y la instalación insertable donde el estator se baja al fondo del pozo conjuntamente con el resto del sistema de subsuelo.
Argenis Gomez Ing. Produccion 2 (IP-M1)
El levantamiento de Bombeo de Cavidades progresivas tiene como ventajas que se puede utilizar en la producción de fluidos muy viscosos y que posee pocas partes móviles por lo que su mantenimiento es relativamente sencillo. Con respecto a las desventajas que ofrece este sistema está el hecho de que el elastómero se puede llegar a deteriorar debido a agentes contaminantes en el crudo y que no puede ser utilizada a grandes profundidades por dos razones principales: sería necesario el uso de grandes extensiones de varillas y las altas temperaturas también pueden dañar el elastómero.
ResponderEliminarEstos sistemas de Bombeo de Cavidades Progresivas tienen algunas características únicas que los hacen ventajosos con respecto a otros métodos de levantamiento artificial, una de sus cualidades más importantes es su alta eficiencia total. Propiamente se obtienen eficiencias entre 50 y 60 %. Otras ventajas adicionales de los sistemas es que su pproducción de fluidos altamente viscosos es de (2000-500000) centipoises; además de operar eficientemente con arena debido a la resiliencia del material del estator y al mecanismo de bombeo.
Los sistemas de BCP también tienen algunas desventajas en comparación con los otros métodos. La más significativa de estas limitaciones se refiere a las capacidades de desplazamiento y levantamiento de la bomba, así como la compatibilidad de los elastómeros con ciertos fluidos producidos, especialmente con el contenido de componentes aromáticos.
Argenis Gomez Ing. Produccion 2 (IP-M1)
El bombeo mecánico es un procedimiento de succión y transferencia casi continua del petróleo hasta la superficie. La unidad de superficie imparte el movimiento de sube y baja a la sarta de varillas de succión que mueve el pistón de la bomba, colocada en la sarta de producción, a cierta profundidad del fondo del pozo.
ResponderEliminarEste método consiste fundamentalmente en una bomba de subsuelo de acción reciprocante, abastecida con energía suministrada a través de una sarta de varillas. La energía proviene de un motor eléctrico o de combustión interna, la cual moviliza una unidad de superficie mediante un sistema de engranajes y correas. El Bombeo Mecánico Convencional tiene su principal aplicación en el ámbito mundial en la producción de crudos pesados y extra pesados, aunque también se usa en la producción de crudos medianos y livianos. No se recomienda en pozos desviados y tampoco es recomendable cuando la producción de sólidos y/o la relación gas – líquido sea muy alta, ya que afecta considerablemente la eficiencia de la bomba.
Las bombas son del tipo llamado de tubería de educción, ya que el cilindro o pistón de la bomba va conectado a la tubería de educción y se mete en el pozo como parte integral de la sarta a la profundidad deseada de bombeo. El émbolo de la bomba, que lleva la válvula viajera, constituye la parte extrema inferior de la sarta de varillas de succión. La sarta de varillas se mete en la tubería de educción hasta llegar a la válvula fija, ubicada en el fondo del cilindro. Luego se sube la sarta de varillas cierta distancia y por medio del vástago pulido, colgador y riendas se fija en el balancín, de manera que en la carrera descendente no golpee la válvula fija. Otro tipo de bomba es la integral, en la cual todos sus elementos conforman una sola pieza, que utilizando la sarta de varillas se puede colocar o extraer, sin necesidad de sacar la sarta de educción, para cambiarle algunos de sus componentes o reemplazarla por otra del mismo diseño. Este tipo requiere que la sarta de educción sea provista de un niple adecuado o dispositivo similar para encajarla. Como las válvulas fija y viajera deben ser resistentes a la corrosión y a la abrasión, sus esferas y asientos se fabrican de acero inoxidable, acero templado, metal monel, aleaciones de cobalto, acero tungsteno o bronce. Las varillas de succión son hechas de varias aleaciones de metales.
Edualis Gonzalez Produccion II IP-M1
El sistema de Bombeo Electrosumergible (BES) es un método de levantamiento artificial altamente eficiente para la producción de crudos livianos y medianos; sin embargo, es uno de los métodos de extracción de crudo que exige mayor requerimiento de supervisión, análisis y control, a fin de garantizar el adecuado comportamiento del sistema.
ResponderEliminarEl bombeo electrocentrífugo sumergido ha probado ser un sistema artificial de producción eficiente y económico. En la actualidad ha cobrado mayor importancia debido a la variedad de casos industriales en los que es ampliamente aceptado. En la industria petrolera, comparativamente con otros sistemas artificiales de producción tiene ventajas y desventajas, debido a que por diversas razones no siempre puede resultar el mejor.
Edualis Gonzalez Produccion II IP-M1
El Bombeo por Cavidad Progresiva proporciona un método de levantamiento artificial que se puede utilizar en la producción de fluidos muy viscosos y posee pocas partes móviles por lo que su mantenimiento es relativamente sencillo. Un sistema BCP consta básicamente de un cabezal de accionamiento en superficie y una bomba de fondo compuesta de un rotor de acero, en forma helicoidal de paso simple y sección circular, que gira dentro de un estator de elastómero vulcanizado. La operación de la bomba es sencilla; a medida que el rotor gira excéntricamente dentro del estator, se van formando cavidades selladas entre las superficies de ambos, para mover el fluido desde la succión de la bomba hasta su descarga. El estator va en el fondo del pozo enroscado a la tubería de producción con un empaque no sellante en su parte superior. El diámetro de este empaque debe ser lo suficientemente grande como para permitir el paso de fluidos a la descarga de la bomba sin presentar restricción de ningún tipo, y lo suficientemente pequeño como para no permitir el paso libre de los acoples de la extensión del rotor. El rotor va roscado en las varillas por medio del niple espaciador o intermedio, las varillas son las que proporcionan el movimiento desde la superficie hasta la cabeza del rotor. La geometría del conjunto es tal, que forma una serie de cavidades idénticas y separadas entre sí. Cuando el rotor gira en el interior del estator estas cavidades se desplazan axialmente desde el fondo del estator hasta la descarga generando de esta manera el bombeo por cavidades progresivas. Debido a que las cavidades están hidráulicamente selladas entre sí, el tipo de bombeo es de desplazamiento positivo. La instalación de superficie está compuesta por un cabezal de rotación, que está conformado, por el sistema de trasmisión y el sistema de frenado. Estos sistemas proporcionan la potencia necesaria para poner en funcionamiento al a bomba de cavidades progresivas.
ResponderEliminarEdualis Gonzalez Produccion II IP-M1
Buenas noches bueno con respecto a los últimos sistemas de bombeo artificial que pudimos plasmar a través del informe, pues para mi o a mi razón de ser el más efectivo pese a las condiciones presentes en cualquier parte en donde se implemente es el sistema mecánico debido a que es económico y aunque tenga sus desventajas es uno de los más comunes y de igual forma se alcanzan buenas tasas de producción en el pozo-...:)
ResponderEliminarEste comentario ha sido eliminado por el autor.
ResponderEliminarEl BES es efectivo cuando producimos crudos livianos y medianos; y aunque sea uno de los métodos de extracción más efectivos en cuanto a esto del crudo se hace referencioa pues también es uno de los que más exige en cuanto a control y supervisión del mismo pues requiere de un alto grado de control para su funcionamiento estable, comparado con el mecánico se puede decir que es un poco más moderno pero también muy engorroso...:)
ResponderEliminarY finalmente el BCP proporciona un método de levantamiento artificial altamente efectivo para fluidos con alta viscosidadn su mantenimiento se puede decir que es sencillo puesto que este sistema es relativamente poco móvil, en cuanto a sus partes me refiero. Es práctico como el mecánico pero mucho más actualizado en cuanto a diseño se refiere y comparado con el BES es mucho más fácil de utilizar...:)
ResponderEliminarBuenos Dias prof anyi
ResponderEliminarlas piernas de petroleo: se encuentran en una pequeña zona del petroleo el diagrama esta compuesto por:el gas condensado de la capa,presiòn iniial temperatura del yacimiento con una pequeña zona de petroleo y se encuentra en funciòn de la presiò y temperatura.
ademas me gusto como explico lo que pasaba con el yacimiento de gas condensado en la superficie.keila Berroeta 19068700
prof anyi mi comentario de la clase de ayer sobre el analisis de la prueba pvt:podemos decir del analisis pvt es de gran importancia en el laboratorio ya que con el identificamos los mecanismos de recobro ,el comportamiento de flujo de los pozos y la simulaciòn composicional de los yacimientos.
ResponderEliminarlos tipos de separaciòn gas-liquido:
separaciòn diferencial:es donde la composiòn total del sistema varia durante el proceso.
separaciòn intantanea:todo el gas pemanece en contanto con el liquido lo que indica que la composiciòn del sistema permanece constante.
tipos de muestreo:
muestras de superficie
muestras de cabezal
muestras de fondo
y tambienaprendi muchas otra cosas como
cuando se deben tomar las muestras
recomendaciones y acondicionantes
numeros de muestras
ventajas y desventajas de las pruebas pvt entres otros. keila 19068700
JOSE BARRETO C.I 18767601
ResponderEliminarPRUEBAS PARA POZOS DE GAS:
LOS POZOS DE GAS SON SOMETIDOS A DIFERENTES PRUEBAS TIPOS DE PRUEBAS CON EL OBJETIVO FUNDAMENTAR DE DTERMINAR LA HABILIDAD DE PRODUCIR UN POZO.
PRUEBA CONVENCIONAL: CONSISTE EN CERRAR EL POZO A PRODUCCION Y PERMITIR UNA RESTAURACION DE PRESION HASTA ALCANZAR LA ESTABILIZACION
PRUEBA ISOCRONAL: CONSISTE EN PRODUCIR UN POZO DE GAS A DIFERENTES TASAS DURANTE PERIODOS DE TIEMPOS IGUALES
PUEBA ISOCRONAR:
POCEDIMIENTO A SEGUIR PARA REALIZAR UNA PRUEBA ISOCRONAL ES EL SIGUIRNTE:
- CERRAR EL POZO Y PERMITIR LA RESTAURACION DE PRESION
- PRODUCIR EL POZO A UNA TASA DE FLUJO CONSTANTE
PRODUCCION
BOMBEO MECANICO:ES UN PROCEDIMIENTO DE SUCCION Y TRANSFERENCIA CASI CONTINUA DE PETROLEO HASTA LA SUPERFICIE
VENTAJAS:
- FACIL DE OPERAR Y HACER MANTENIMIENTO
- SE PUEDE USAR COMPUTADORA MODERNAS DE ANALISIS DINAMOMETRO PARA LA OPTIMIZACION DEL SISTEMA
DESVENTAJAS:
- ES PROBLEMATICO EN POZOS CON ALTA DES VIACION
- ES OBTRUCTIVO EN AREAS URBANAS
BOMBEO DE CAVIDADES PROGRESIVAS
CONSISTE EN UNA MAQUINA ROTATIVA DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO
VENTAJAS
-PRODUCCION DE FLUIDOS AKLTAMENTE VISCOSOS (2000-500000)
- EL BAJO NIVEL DE RUIDOS Y PEQUEÑO IMPACTO VISUAL LA HACE IDEAL PARA AREAS URBANAS
DESVENTAJAS
- ALTA SENSIBILIDAD ALOS FLUIDOS PRODUCIDOS
- DESGASTE POR CONTACTO ENTRE LA VARILLA Y LA CAÑERIA DE PRODUCCIO EN POZOS DIRECCIONALES Y HORIZONTALES
BOMBEO ELECTROSUMERGIBLES: ES UN LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL QUE EMPLEA LA ENERGIA ELECTRICA CONVERTIDA EN ENERGIA MECANICA
Buenas tardes profesora no he podido acceder a mi cuenta, y con respecto a la clase de ayer, se dice que las reservas probadas son el volumen de gas que de acuerdo a la información geologica y de ingeniería disponible presenta alta probabilidad de 90% de ser recuperado bajo unas condiciones de abandono dadas..y se clasifican en desarrolladas y no desarrolladas las cuales las desarrolladas son aquellas que se espera sea n recuperadas a través de los pozos que atraviesan el yacimiento, y las no desarrolladas son aquellas que se esperan a través de pozos a perforar profundización de los existentes y proyectos de recuperación mejorada…
ResponderEliminarThais diaz..14056245
Buenas noche profesora……..
ResponderEliminarMétodos de levantamiento artificial
BOMBEO ELECTRO SUMERGIBLE
Es un sistema de levantamiento artificial, que se basa en la utilización de bombas de subsuelo de tipo centrífuga de múltiples etapas ubicadas en el fondo del pozo la cual es accionada por motores eléctricos. El bombeo electro centrífugo sumergido ha probado ser un sistema artificial de producción eficiente y económico. En la actualidad ha cobrado mayor importancia debido a la variedad de casos industriales en los que es ampliamente aceptado.
CARACTERÍSTICAS:
Este método se caracteriza de la siguiente manera:
Su capacidad de producir volúmenes considerables de fluido desde grandes profundidades, bajo una amplia variedad de condiciones del pozo.
La unidad de impulso o motor está directamente acoplada con la bomba en el fondo del pozo.
El aparejo de bombeo eléctrico trabaja sobre un amplio rango de profundidades y gastos.
El sistema opera sin empacador.
CRITERIOS DE APLICACIÓN:
Altos volúmenes de líquidos
Bajas relaciones gas-aceite.
Altas temperaturas
Alto índice de productividad.
baja presión de fondo.
Alta relación agua-petróleo.
Baja relación gas-liquido
VENTAJAS:
Bajos costos de levantamiento para grandes volúmenes.
Se usa tanto en pozos verticales como en desviados.
Manejan tasas de producción de alrededor de 200 o 90000 BPD.
Este tipo de instalación no impacta fuertemente en las zonas urbanas.
Bajo mantenimiento/ aplicables costa afuera
Se facilita el monitoreo de presiones
DESVENTAJAS:
ResponderEliminar Se requiere de altos voltajes
Es de vital importancia e imprescindible la presencia de una fuente de corriente.
Se requiere controlar el equipo en cada pozo.
Susceptibles a la producción de agua, gas y arena.
Es altamente costoso
Su diseño es complejo
PRINCIPIOS DE OPERACIÓN:
Debe ser Sumergido en el fluido del pozo y suspendido en el extremo inferior de la tubería de producción, generalmente por arriba de la zona de disparos.
Se consideraba como único requisito, que la bomba debía colocarse por abajo del nivel dinámico del fluido en el pozo, de tal manera que estuviera garantizada la alimentación continua de líquidos en la succión de la bomba, previendo posibles variaciones en las condiciones del pozo. Además, se suponía la existencia del flujo de una sola fase líquida en la tubería de producción, determinando las pérdidas de presión por la fricción.
EQUIPOS DE SUBSUELO:
Están constituidos en el fondo de pozo por los siguientes:
Motor eléctrico, sección de entrada, bomba electro centrifuga y cable conductor.
EQUIPOS DE SUPERFICIE:
Cabeza, cable superficial, transformador, tablero de control.
Parámetros a Controlar en el BES:
- Verificación del nivel de Fluido. - Verificación de la instalación.
- Presiones de cabezal y fondo. - Seguridad y Optimización.
Este Método de Levantamiento Artificial es aplicable cuando se desea producir grandes volúmenes de fluido, en pozos medianamente profundos y con grandes potenciales.
BOMBEO DE CAVIDAD PROGRESIVA (BCP):
Consiste en una bomba de desplazamiento positivo engranada en forma espiral, cuyos componentes principales son un rotor metálico y un estator cuyo material es elastómero generalmente. El crudo es desplazado en forma continua entre los filamentos de tornillo del rotor y desplazado axialmente mientras que el tornillo rota. Es un método de levantamiento artificial que se puede utilizar en la producción de fluidos muy viscosos y posee pocas partes móviles por lo que su mantenimiento es relativamente sencillo.
Un sistema BCP consta básicamente de un cabezal de accionamiento en superficie y una bomba de fondo compuesta de un rotor de acero, en forma helicoidal de paso simple y sección circular, que gira dentro de un estator de elastómero vulcanizado.
Características del BCP:
ResponderEliminarPosee características únicas diferentes a otros métodos de levantamiento artificial, una de sus cualidades más importantes es su alta eficiencia total. Típicamente se obtienen eficiencias entre 50 y 60 %.
El rotor: Va roscado en las varillas por medio del niple espaciador o intermedio, las varillas son las que proporcionan el movimiento desde la superficie hasta la cabeza del rotor. Se desplazan axialmente desde el fondo del estator hasta la descarga generando de esta manera el bombeo por cavidades progresivas.
Un cabezal de rotación, que está conformado, por el sistema de trasmisión y el sistema de frenado. Estos sistemas proporcionan la potencia necesaria para poner en funcionamiento al a bomba de cavidades progresivas.
El niple de asentamiento o zapato, en el que va instalado y asegurado al sistema de anclaje, se conecta a la tubería de producción permanentemente con lo cual es posible asentar y desasentar la bomba tantas veces como sea necesario.
VENTAJAS:
Eficiencias entre 50 y 60 %.
Producción de fluidos altamente viscosos (2000-500000) centipoises;
La inversión de capital es del orden del 50% al 25% del de las unidades convencionales de bombeo, dependiendo del tamaño,
Los costos operativos son también mucho más bajos. Se señala ahorros de energía de hasta 60% al 75% comparado con unidades convencionales de bombeo eficiente.
Los costos de transporte son también mínimos, la unidad completa puede ser transportada con una camioneta.
Opera eficientemente con arena debido a la resiliencia del material del estator y al mecanismo de bombeo;
La presencia de gas no bloquea la bomba, pero el gas libre a la succión resta parte de su capacidad, como sucede con cualquier bomba, causando una aparente ineficiencia;
Amplío rango de producción para cada modelo, rangos de velocidades recomendados desde 25 hasta 500 RPM, lo que da una relación de 20 a 1 en los caudales obtenidos
La ausencia de pulsaciones en la formación cercana al pozo generará menor producción de arena de yacimientos no consolidados.
El bajo nivel de ruido y pequeño impacto visual la hace ideal para áreas urbanas;
Ausencia de partes reciprocantes evitando bloqueo o desgaste de las partes móviles;
Simple instalación y operación.
LIMITACIONES:
ResponderEliminarLa más significativa de estas limitaciones se refiere a las capacidades de desplazamiento y levantamiento de la bomba, así como la compatibilidad de los elastómeros con ciertos fluidos producidos, especialmente con el contenido de componentes aromáticos.
Resistencia a la temperatura de hasta 280°F o 138°C (máxima de 350°F o 178°C).
Alta sensibilidad a los fluidos producidos (elastómeros pueden hincharse o deteriorarse con el contacto de ciertos fluidos por períodos prolongados de tiempo);
Tendencia del estator a daño considerable cuando la bomba trabaja en seco por períodos de tiempo relativamente cortos (que cuando se obstruye la succión de la bomba, el equipo comienza a trabajar en seco);
Desgaste por contacto entre la varilla y la cañería de producción en pozos direccionales y horizontales.
Requieren la remoción de la tubería de producción para sustituir la bomba (ya sea por falla, por adecuación o por cambio de sistema).
Estas limitaciones están siendo superadas cada día con el desarrollo de nuevos productos y el mejoramiento de los materiales y diseño de los equipos.
LA OPERACIÓN DE LA BOMBA
La operación de la bomba es sencilla a medida que el rotor gira excéntricamente dentro del estator, se van formando cavidades selladas entre las superficies de ambos, para mover el fluido desde la succión de la bomba hasta su descarga.
Equipos de superficie y subsuelo:
Tubería de producción, sartas de varillas, estator, elastómero, rotor, centralizador, niple intermedio o niple espaciador, niple de paro trozo de maniobra, ancla de torsión, niple de asiento mandril a copas, zapatos probador de hermeticidad.