Category Archives: Ingenieria de Yacimientos (Reservorios)

BIOREDUCTOR DE VISCOSIDAD



El bioreductor de viscosidad BRV es un recurso renovable producido a partir de la refinación de bioenergéticos para mejorar la movilidad del petróleo extrapesado haciéndolo más manejable al permitir que fluya fácilmente desde el intervalo productor hasta el punto de venta, asegurando el flujo de petróleo a bajas temperaturas.

El Bioreductor de Viscosidad BRV fue creado para mejorar petróleo extra pesado, basado en un modelo sustentable social, económico y ambiental, con alto contenido Innovador 100% Mexicano.
Los beneficios sustanciales por el uso del Bioreductor de viscosidad BRV son:
  • El aseguramiento del flujo de petróleo extra pesado en los pozos y sistemas de transporte por ducto.
  • Reducir las emisiones de gases de efecto invernadero, esto se logra al hacer un equilibrio entre los gases producidos y el CO2 que absorben las plantas para producir el Bioreductor de viscosidad BRV.

Usos del Bio Reductor de Viscosidad BRV

• El Bio Reductor de Viscosidad se ha empleado para mejorar la productividad de petróleo extrapesado en el campo Ébano-Panuco-Cacalilao y Aguacate entre otros.

• Es empleado eventualmente para incrementar la capacidad de transporte del Oleoducto Cacalilao – Refinería Madero, obteniendo buenos resultados.

• El BRV también se usa para limpieza de pozos, estimulaciones orgánicas para mejorar la producción en campos maduros, lodos de perforación base Biodiesel y limpieza interior de ductos.

Con respecto a oleductos, el bioreductor de viscosidad permite:

  • Menor presión de operación
  • Aumento del API
  • Disminución de la viscosidad

PROBLEMAS DE POZOS PETROLEROS



daño de formacion por arenamientoLos problemas comunes del pozo son: arenamiento, daño de formación, acumulación de parafina, emulsiones agua-petroleo y corrosión.
Arenamiento de pozos
En pozos que producen a partir de formaciones de arenisca suelta consolidada, una cierta cantidad de arena es generalmente producido con petróleo. Aunque parte de esta arena se produce en la superficie, la mayor parte se acumulan en el fondo del pozo o bottom-hole. la acumulación continua de arena en el pozo con el tiempo reduce la tasa de producción de petróle o o caudal y puede incluso detener la producción por completo. Cuando se produce este problema, conocido como el lijado o arenamiento, se utiliza comúnmente la bomba de arena que es una herramienta especial que elimina la arena del pozo.

Si bien sigue presentando problemas de arenamiento, la acción preventiva puede ser necesaria. Varios tipos de plásticos o ranurados se pueden utilizar para consolidar o compactar la arena. El principal problema es disponer de un plástico que consolidará la arena todavía permitir que el aceite fluya a través de los resultados.

Daño de Formación
Este problema común ocurre cuando algo le sucede a la formación cerca del pozo, disminuyendo la producción de petróleo. Por ejemplo, la acumulación excesiva de saturación de agua en las proximidades del pozo impide el flujo de petróleo. Un bloque de barro, una acumulación de lodo de perforación alrededor de la zona del pozo de producción, también puede reducir la tasa de flujo de aceite, en una formación arcillosa de producción, el lodo de perforación utilizado en una operación de reparación de pozos de barro puede causar inflamación y parar completamente el flujo de aceite.

Pozos con daño de la formación pueden ser tratados con ácidos, agentes de limpieza de lodo, agentes humectantes, y/u otros productos químicos para usos especiales. Se trata de operaciones altamente especializadas, que requieren camiones cisterna y equipos especiales y son generalmente realizadas por empresas de servicios de pozo de petróleo que se especializa en este tipo de trabajo.

Emulsiones agua-petróleo
Las emulsiones de petróleo y agua son un problema de producción común. Bajo ciertas condiciones, el petroleo y el agua puede formar una emulsión que no se separará de la superficie sin tratamiento especial. Este es un problema porque el proceso para romper la emulsión es muy caro. Métodos de romper tales emulsiones incluyen tratamiento térmico, tratamiento químico, y varias combinaciones de tratamiento químico. Dado que la composición química del aceite crudo varía de un campo a otro, la naturaleza de los productos químicos utilizados para romper las emulsiones también varía.

Corrosión en pozos petroleros
La corrosión de los equipos es uno de los problemas más costosos que plagan la industria del petróleo. El agua salada producida con petróleo es muy corrosivo, y la mayoría de los petróleos crudos contienen cantidades variables de sulfuro de hidrógeno que también es muy corrosivo. Medidas anticorrosivas incluyen la inyección de un inhibidor de corrosión química por el casing/tubing, el uso de tubos recubiertos de plástico, y el uso de aleaciones especiales resistentes a la corrosión y la tubería de cemento revestidos. Cada uno de estos métodos tiene sus ventajas y desventajas. Con frecuencia, el costo de reducir la velocidad de corrosión es tan alta que no puede justificarse, en cuyo caso no hay medidas contra la corrosión de todo tipo se toman y se sustituye el equipo al final de su vida útil.

WELLBORE PROBLEMS



formation damage is one of the common wellbore problemsCommon wellbore problems are: Sanding, formation damage, paraffin accumulation, oil-water emulsions, and corrosion are common wellbore problems.

SandingNegritaIn wells which produce from loosely consolidated sandstone formations, a certain amount of sand is usually produced with oil. Although some of this sand will be produced at the surface, most of it will accumulate at the bottom of the hole. Continued accumulation of the sand in the wellbore will eventually cut the oil-producing rate and may even halt production altogether. When this problem, known as sanding, occurs, a service rig equipped with a sand pump on a wire line is called to the scene. The sand pump is a special tool which removes the sand from the wellbore.
If a well continues to present sanding problems, preventive action may be needed. Various types of plastics can be used to consolidate or compact the sand. The chief problem here is to obtain a plastic which will consolidate the sand yet permit oil to flow through the result.

Formation Damage
This common problem occurs when something happens to the formation near the wellbore, slowing oil production. For example, excessive buildup of water saturation in the vicinity of the wellbore impedes oil flow. A mud block, an accumulation of drilling mud around the wellbore producing zone, can also reduce the rate of oil flow, In a shaly producing formation, the drilling mud used in a workover operation can cause clay swelling and completely stop oil flow.

Wells with such formation damage may be treated with acids, mud cleanout agents, wetting agents, and/or other special-purpose chemicals. These materials are pumped into the formation and are eventually produced to the surface. These are highly specialized operations, requiring special pump trucks and equipment, and they are usually performed by oilwell service companies specializing in this type of work.

Oil-Water Emulsions
Emulsions of oil and water are a fourth common production problem. Under certain conditions, oil and water may form an emulsion that will not separate at the surface without special treatment. This is a problem because the process to break up the emulsion is very expensive. Methods of breaking up such emulsions include heat treatment, chemical treatment, and various combinations of chemical treatment. Since the chemical composition of crude oil varies from one field to another, the nature of the chemicals used to break up emulsions also varies.

Corrosion
Corrosion of equipment is one of the most costly problems plaguing the oil industry. Salt water produced with oil is highly corrosive, and most crude oils contain varying amounts of hydrogen sulfide, which is also quite corrosive. Anticorrosive measures include the injection of a chemical corrosion inhibitor down the casing/tubing annulus; the use of plastic-coated tubing; and the use of special corrosion-resistant alloys and cement-lined pipe. Each of these methods has distinct advantages and disadvantages. Frequently the cost of reducing the corrosion rate is so high that it cannot be justified, in which case no anticorrosion measures of any kind are taken and the equipment is replaced at the end of its useful life.

FUNDAMENTOS DE INGENIERIA DE YACIMIENTOS – FREDDY ESCOBAR MACUALO

  • Fuente de hidrocarburos
  • Migración de hidrocarburos
  • Definiciones de ingeniería de yacimientos (ingeniería de reservorios)
  • Definición de yacimiento
  • Clasificación geológica de los yacimientos (reservorios): Clasificación de acuerdo al punto de burbuja, Clasificación de acuerdo al estado de los fluidos, Clasificación de acuerdo al mecanismo de producción, Clasificación de acuerdo a variaciones del volumen originalmente disponible hidrocarburos.
  • Regimenes de presion de fluidos
  • Aplicaciones de repeat formation testers, rft
  • Escalas del yacimiento
  • Propiedades fisicas del medio poroso
  • Porosidad de un yacimiento
  • Clasificación ingenieril de la porosidad: Porosidad absoluta, Porosidad efectiva, Porosidad no efectiva
  • Clasificación geológica de la porosidad: Porosidad primaria o intergranular, Porosidad intercristalina
  • Planos estratificados
  • Espacios sedimentarios misceláneos
  • Porosidad secundaria, inducida o vugular, Porosidad de disolución
  • Dolomitización
  • Porosidad de fractura
  • Espacios secundarios misceláneos
  • Factores que afectan la porosidad
  • Tipos de empaque
  • Material cementante, Geometría y distribución de granos
  • Presión de las capas suprayacentes
  • Presencia de partículas finas
  • Promedio de la porosidad: Promedio aritmético, Promedio ponderado, Promedio estadístico o armónico
  • Correlaciones para porosidad
  • Distribución del tamaño del poro
  • Saturacion de fluidos
  • Estados de flujo
  • Permeabilidad y ley de darcy
  • Problemas asociados con la geometría de flujo
  • Daño del pozo
  • Flujo a través de fracturas, Flujo a través de canales disueltos
  • Ecuación de forchheimer
  • Efecto klinkenberg
  • Promedio de permeabilidades
  • Tipos de permeabilidad
  • Permeabilidad absoluta, Permeabilidad efectiva, Permeabilidad relativa
  • Correlaciones para permeabilidad relativa
  • Modificacion de la ley de darcy para considerar el umbral del gradiente de presion
  • Ecuacion de difusividad
  • Soluciones a la ecuacion de difusividad
  • Estado estable, Estado pseudoestable
  • Movilidad
  • Tension interfacial y superficial
  • Mojabilidad
  • Drenaje, imbibición e histéresis
  • Ecuación de Laplace
  • Presión capilar
  • Funcion J de Leverett o curva promedia de presión capilar
  • Analisis de datos de presion capilar
  • Relaciones entre k-φ
  • Ecuación de karman-kozeny
  • Correlación de timur, Correlación de coates-denoo
  • Propiedades de los fluidos del yacimiento
  • Propiedades PVT
  • Liberacion instantanea, Liberacion diferencial
  • Correlaciones para sistemas de petroleo
  • Presión del punto de burbuja
  • Gas en solución
  • Factor de compresibilidad del petróleo, Factor volumétrico de formación del petróleo, Factor volumétrico total
  • Viscosidad del petróleo
  • Correlaciones para sistemas de gas
  • Gravedad específica de una mezcla de gases
  • Propiedades críticas
  • Obtención de las propiedades críticas y gravedad específica del gas
  • Determinación de las propiedades críticas de los heptanos y compuestos más pesados
  • Factor de compresibilidad del gas
  • Compresibilidad isotérmica del gas
  • Factor volumétrico de formación del gas
  • Viscosidad del gas
  • Correlaciones para sistemas de agua
  • Factor volumétrico de formación del agua
  • Viscosidad del agua
  • Compresibilidad del agua y gas disuelto
  • Gravedad específica del agua
  • Tensión superficial
  • Factores que afectan el recobro del yacimiento
  • Calculo volumetrico de hidrocarburos
  • Tipos de producciones o recobros
  • Ecuaciones volumetricas
  • Correlaciones api para calcular el factor de recobro
  • Calculo de volumenes
  • Cálculos de volumen manualmente
  • Cálculos de volumen asistido por computador
  • Método krigging, Método de curvatura mínima, Método de la distancia inversa, Método de triangulación, Método de funciones de bases radiales
  • Calculos volumetricos en yacimientos gasiferos
  • Factores de recobro en yacimientos de gas volumétricos, Factores de recobro en yacimientos de gas no-volumétricos
  • Calculos volumetricos en yacimientos de petroleo
  • Balance de materia
  • Ecuacion de balance de materia para yacimientos de gas, Ecuacion general de balance de materia para yacimientos de petroleo
  • Otros usos de la ecuacion de balance de materia
  • Linealizacion de la ecuacion de balance de materia mediante el método de havlena y odeh
  • Yacimientos subsaturados volumetricos
  • Yacimientos que producen por gas en solucion por debajo del punto de burbuja
  • Control total del yacimiento
  • Prediccion del comportamiento y recobro final de un yacimiento
  • Balance de materia en yacimientos naturalmente fracturados
  • Yacimientos de condensados de gas
  • Intrusion de agua
  • Modelo de estado estable (schilthuis)
  • Modelo de estado inestable (hurst and van everdingen)
  • Método de fetkovich para acuíferos finitos
  • Curvas de declinacion en yacimientos (reservorios)
  • Declinacion de porcentaje constante o declinacion exponencial, Declinacion hiperbolica, Declinacion armonica, Curvas tipo
  • Conificacion y digitacion, Conificacion de agua
  • Método de meyer y garder, Método de sobocinski y cornelious, Metodo de chaney, noble, henson y rice,Método de bournazel y jeanson, Método de kuo y desbrisay
  • Digitacion de agua
  • Método de muskat, Metodo de pirson, Metodo de tarner, Metodo de tracy, Metodo de schilthuis

REGISTROS ELECTRICOS

  • Registros eléctricos a hueco abierto
  • Medida de la profundidad (MD, TVD, TVDSS, KB Kelly Bushing, GL Ground Level) en registros eléctricos
  • Tipos de registros eléctricos básicos: espesor del reservorio, porosidad, resistividad, side wall sampler, formation tester, dipmeter, checkshot, VSP, FMI, UBI
  • Registro de Potencial Espontáneo SP: ejemplos
  • Registro Gamma Ray GR: ejemplos
  • Registros eléctricos de densidad: RHOB (densidad total), DRHO (corrección de la lectura), DPHI (densidad real derivada de la curva RHOB)
  • Registro Neutrón
  • Combinación de registros densidad-neutrón para identificar la presencia de gas
  • Registros de resistividad: LLD, LLS, MSFL, Laterolog, AIT (Array Induction Tool), HRLA (High Resolution Laterolog Array)
  • Lectura de la resistividad en registros eléctricos
  • Respuestas generales e interpretación a registros eléctricos según matriz (agua, petróleo, gas)