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Category Archives: Ingenieria de Yacimientos (Reservorios)

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)

DECLINE CURVES IN THE ESTIMATE OF OIL AND GAS RESERVES

Translation of Chapter 25 of the Book of Charles E. Webber – Manual of Petroleum Exploration.

The study of the decline curves are one of the oldest of the various methods of estimating oil and gas reserves. This presents a pictorial history of the records produced from a well, group of wells or reservoir. Before the coming of the distribution, free and uninterrupted production of both gas and oil wells during its early life, can trace a curve that could be extrapolated into the future and serve as a basis for forecasts of productivity and reserves. Today, the decline curves are less useful. Generally the production is distributed in proportion to market demand. The invasion of water in many fields helps maintain reservoir pressure and production is often shortened to facilitate this process. The decline curve mean little until some time has elapsed to establish a definite trend of decline or a radio. If this trend can be established early in the life of the reservoir, exploration geologists and engineers can exploit the same methods for estimating reserves. If many years elapse before such a trend develops, the men of exploration are likely to be separated from the enterprise to the field and will be turned over by engineers reservoristas.

In estimating reserves, the most suitable type of graph is a plot of radio production, ie, barrels per day vs average. Cumulative production. Extrapolating the line to a point of “non-economic return” gives a direct reading of all the latest cumulative production. This becomes recoverable reserves. In all cases the goal is to select graphic scales that will result in almost a straight line possible. Obviously these results are more accurate extrapolations.

There are three types of decline curves, each can be represented by mathematical formulas. (Arps, 1956).

1. Constant percentage decline: The decline in productivity is a constant percentage as a function of time. For example, the beginning of the first year of life of the reservoir is produced on average 1000 barrels per day, at the end of this first year will produce 900 barrels per day and end of the second year will produce 810 barrels a day. These reservoirs decreased by 10% annually. The decrease in average radius curve versus cumulative production is straight graph paper.

2. Hyperbolic decline: The decline in output is proportional to a full rate production. This type of decline with average production radius versus cumulative production plot allows a straight line in a log-log paper. Any change in the scale goes right over the graph.

3. Hyperbolic decline: The decline in output is proportional to a radio production. This type of decline where the average production radius is plotted as a function of cumulative production is straightened in a semi-log paper. The radio production is plotted on a logarithmic scale and cumulative production on a regular coordinate.

Figure 25.5 shows how the decline appear when data is plotted as usual. The radio current average daily production for a small oil field is plotted on three types of graphic scales. The decline rate that is harmonious, and the straight line extrapolation on a graph paper indicates a reserve of approximately 7 million barrels. It is obvious that the other two curves could not be extrapolated with little accuracy.

Until now the subject of the decline curve has been treated based on production vs. radio. Cumulative production. Although this type of curves extrapolated directly recoverable reserves, it does not reveal anything about the productive life of the reservoir and does not always indicate a need for some means of increasing production, such as maintaining pressure or water flow . None of this data reveals about the profitability of the project. There are several different types of curves for these purposes which also provides information on reservations. Some examples will be mentioned briefly. Vs production. Extrapolation of time to show the final productive life and anticipate production radios for years to come. Strokes vs. drawdown. Time indicator whether the pressure maintenance is required or not, vs production radios. income or gain may result in estimates of reserves based on economic factors. In all cases it is convenient to plot the data, whatever it is, for q the trend is a straight line for extrapolation. Excellent detailed topics of these additional types of curves and their interpretations have been published. (Clark, 1951, Menzie, 1953).


FIGURE 25-5. Production decline with information plotted in three types of graph.