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SISTEMA DE CONTROL DE PRESION ANULAR EN EL POZO




La siguiente presentación fue un aporte de Ender Boscan quien me sugirió gustosamente un invento realizado por el Ingeniero Venezolano Victor Castillo con quien contacté y efectivamente me dio más detalles al respecto, su trabajo fue expuesto en el Congreso Mundial de Crudos Pesados que se realizó en Puerto La Cruz el año pasado (2009) y viene siendo aplicado en pozos de PDVSA.

MAXSIPROD o Sistema de Control de Presión Anular es un software petrolero y un sistema de optimizacion de Produccion para reducir el corte de agua en pozos de petroleo y aumento de la produccion de crudo, esta tecnologia puede ser aplicada en pozos con Bombeo Electrosumergible, Bombeo por Cavidad Progresiva y Bombeo Mecanico.

Esta tecnica a sido aplicada en empresas como PDVSA en Venezuela, Petroleum Development of Omán (Shell) en el Sultanato de Oman y Arabian Gulf Company en Libia con resultados exitosos en sus aplicaciones logrando la reduccion del corte de agua en un 15% como minimo, lo que significa un ahorro en el tratamiento de efluentes y ganancias al aumentar la produccion.

Esta tecnologia fue inventada y patentada por el Ingeniero Venezolano Victor Castillo, con mas de 30 años de experiencia en el campo petrolero y como profesor universitario asi como instructor en Colombia, Ecuador, Mexico y Venezuela.

En la actualidad PDVSA esta masificando el uso de esta herramienta en sus áreas operacionales despues de haber efectuado pruebas piloto en los años 2006 y 2007 en el campo Barua-Motatan de la Division Occidente y ser aprovado por Intevep.



DEEPWATER BRAZIL CONGRESS




IQPC está desenvolvendo a 3ª. edição da conferência DEEPWATER BRAZIL CONGRESS que acontecerá nos dias 25, 26 e 27 de Outubro de 2010 no Rio de Janeiro, Brasil.
Esta é a terceira edição do principal evento de exploração e perfuração de petróleo em águas profundas no Brasil. Eles se reunirão investidores, indústria, governo, associações e especialistas para contrapor suas perspectivas acerca das reservas do Pré-sal brasileiro, seu desenvolvimento e seu impacto sobre nossa economia e sociedade.

Principais Tópicos:

  • O Marco Regulatório para as Reservas da Região Petrolífera do Pré-Sal
  • Leilões de Blocos Exploratórios e Licitações
  • Royalties, Tributos e Participação Governamental nas Concessões
  • Perspectivas para o Aumento da Obrigação do Conteúdo Nacional nas Próximas Rodadas
  • A Hipótese da Criação da PETROSSAL – Modelos Ideais e Conseqüências Operacionais, Econômicas e Estratégicas
  • Determinação de Prazos para a Exploração dos Campos Já Licitados
  • Classificação e certificação de MOPUS: Aprovação de Design, Inquérito de Construção, Acompanhamento de Certificação e Funcionamento
  • Plataformas “Tension Leg”: Instalação, Design e Desempenho Global nas Bacias do Pré-Sal
  • Sistemas Flutuantes de Produção: FPSO, FSO, FLNG
  • Tecnologia de Construção de Cascos de Plataformas Monocolunas
  • Desenvolvimento de Estruturas Semi-Submersíveis para Exploração do Pré-Sal
  • Plataformas SPAR: para Manutenção e Garantia da Operação
  • Amarrações e Sistemas de Posicionamento Dinâmico (DP) – Custos e Principais Tendências

FOTOS PETROLERAS DEL LAGO MARACAIBO




Balancin Maracaibo
Balancin petrolero operando bajo el ocaso en las aguas del Lago Maracaibo

Jackup Maracaibo
Jack up realizando trabajos de perforación en el fondo del Lago Maracaibo


Planta de compresión de gas para mantener la presión de los pozos en el Lago Maracaibo



Vista aérea del traslado de una barcaza


Gran toma de las operaciones petroleras de rutina llevadas a cabo en el Lago Maracaibo


Otra gran imagen de un jack up en las mansas aguas del Lago


Otra vista de las platas de compresión de gas así como un monopilote petrolero en primera plana sobre el Lago Maracaibo

Source: costadevenezuela.org

REPSOL Y LA POSIBILIDAD DE EXPLOTAR PETROLEO CUBANO

Zona petrolera en CubaJulio 2010. Washington ha sugerido a Repsol que contrate los servicios de una empresa estadounidense. Se trataría de una consultora especializada para que le asesore en la planificación de un protocolo de medidas de seguridad medioambiental.
Este asesoramiento debería producirse antes de que la petrolera española ponga en marcha su proyecto de explotación del pozo de Yamagua que se encuentra en las aguas territoriales cubanas del Golfo de México.

Las operaciones están aún en fase de exploración, a la espera de que se termine de construir en China una plataforma para la extracción de crudo. Si se cumple el calendario previsto por la compañía, según fuentes del sector, a principios del próximo año todo estaría listo para la explotación de un pozo, donde la compañía ha constatado la existencia de reservas de alta calidad.

Repsol no es la única petrolera que participa en el proyecto. De hecho, posee el 40% del capital y el 60% restante se lo reparten a partes iguales la rusa Statoil y la India OVL.

Sin embargo, la empresa hispana preocupa y mucho a una parte del lobby petrolero estadounidense, la más ligada a Halliburton, que ve con impotencia como se le pueden escapar unos yacimientos que siempre consideró suyos.

El senador demócrata Bill Nelson, muy relacionado con el lobby, se ha dirigido a Obama para exigir más dureza con las exploraciones en busca de crudo que se realizan en las aguas territoriales cubanas que se encuentran tan cerca del territorio estadounidense.

La combatividad de Nelson ha forzado al Departamento de Estado a manifestarse sobre el asunto. El portavoz de la secretaria Hillary Clinton, Phillip J. Crowley, afirmó que los vertidos de BP demuestran que para realizar prospecciones petrolíferas o extraer petroleo en este área es necesario haber planificado y adoptado un protocolo contrastable de medidas de seguridad medioambiental.

Por eso, Washington espera que todas las petroleras tengan en cuenta este extremo antes de iniciar cualquier operación en la zona. Crowley se permitió, además, recordarle a Repsol que las compañías estadounidenses autorizadas en los trabajos de auditoría y control de seguridad pueden obtener licencias para operar en aguas territoriales cubanas si los proyectos en los que van a participar reciben la aprobación de la Oficina de Control de Activos Extranjeros del Tesoro (OFAC, por sus siglas en inglés).

Repsol ha dado ya los primeros pasos para volver a explorar petróleo en aguas de Cuba tras haber suspendido el proyecto hace ya seis años. La compañía hispano argentina llevó a cabo sondeos en la zona en 2004 junto con Cupet, la petrolera estatal cubana.

Los resultados fueron positivos y se encontraron reservas de alta calidad, aunque sin la viabilidad necesaria para comenzar la explotación comercial. Hasta la fecha, esta ha sido la única prueba material de la existencia de petróleo en aguas profundas. Dos años más tarde, se asoció con la noruega Statoil y con una filial de la india Oil and Natural Gas para explorar nuevos bloques, pero el proyecto se paralizó.

La opinión general en el sector es que las dificultades asociadas al embargo comercial de EEUU paralizaron los planes de la compañía que preside Antonio Brufau en la zona.

Las sanciones, que duran ya 48 años, limitan la tecnología estadounidense que puede ser usada. Además, las empresas con intereses en la primera potencia económica (entre ellas Repsol) temen sufrir represalias si operan en Cuba. Pero la perforación de un nuevo pozo podría abrir la puerta para la exploración a gran escala en la isla.

El Servicio Geológico de EEUU cree que los yacimientos marítimos de Cuba contienen unos 4.600 millones de barriles de petróleo y 9,8 billones de pies cúbicos de gas natural, aunque los geólogos cubanos son más optimistas. La Habana calcula que tiene unos 20.000 millones de barriles de petróleo en las aguas del Golfo de México que colindan con la zona estadounidense y mexicana. De confirmarse, esas reservas serían una bendición para la frágil economía cubana.

No obstante, el futuro del petróleo cubano, especialmente el marítimo, dista mucho de definirse. En la actualidad, la mayor de las Antillas produce casi la mitad de la energía que necesita en pozos terrestres y recibe el resto de Venezuela.

Repsol ha reforzado significativamente en los últimos tres años su presencia en el Golfo de México, considerada una de las zonas más rentables y de mayor potencial exploratorio en aguas profundas del mundo.

Según la compañía que preside Antonio Brufau, este área ofrece un régimen fiscal atractivo y estable que históricamente ha obtenido una de las mayores tasas de retorno de capital de la industria petrolera ‘offshore’. La región tiene unas reservas estimadas de más de 37.000 millones de barriles por descubrir, pero acceder a ellas es muy complicado por su profundidad.

Source: americaeconomica.com

SIMULACION DE YACIMIENTOS: HISTORIA Y AVANCES

Simulacion de Yacimientos de PetroleoLa Simulación de Reservorios ha sido practicada desde el inicio de la Ingeniería de Petróleo. En la década de los 40, el potencial de la simulación de reservorios fue reconocido y muchas compañías iniciaron el desarrollo de modelos analógicos y numéricos con la finalidad de mejorar las soluciones analíticas existentes (cálculo de balance de materiales y desplazamiento 1-D de Buckley-Leverett).
En la década de los 50, se llevaron a cabo investigaciones en lo que respecta a solución numérica de ecuaciones de flujo. Como resultado, se obtuvieron programas de computador para simulación de reservorios, aunque sencillos pero útiles. Estos programas representaron el mayor avance y usaron la solución de un conjunto de ecuaciones de diferencias finitas para describir el flujo multifásico 2-D y 3-D en medios porosos heterogéneos. Fue la primera vez que los Ingenieros de Reservorios lograron resolver problemas complejos.

En la década de los 60, el desarrollo de la Simulación de Reservorios, estuvo dirigida a resolver problemas de reservorios de petróleo en tres fases. Los métodos de recuperación que fueron simulados incluían depletación de presión y varias formas de mantenimiento de presión. Los programas desarrollados operaban en grandes computadores (Mainframe) y usaban tarjetas para el ingreso de datos.

Durante la década de los 70, la tendencia cambió bruscamente, debido al creciente número de investigaciones en procesos EOR (Recuperación Mejorada de Petroleo), avances en técnicas de simulación numérica y la disminución del tamaño e incremento de velocidad de los computadores.

Los simuladores matemáticos fueron desarrollados de tal manera que incluían procesos de inyección química, inyección de vapor y combustión in situ. La investigación durante este período resultó en avances significativos en lo que respecta a la caracterización de la física del hidrocarburo en el desplazamiento bajo la influencia de la temperatura, agentes químicos y comportamiento de fase multicomponente.

Durante la década de los 80, el rango de las aplicaciones de la simulación de reservorios continuó expandiéndose. La descripción de reservorios avanzó hacia el uso de la GeoEstadística para describir heterogeneidades y proporcionar una mejor definición del reservorio.

Se desarrolló la tecnología para modelar reservorios naturalmente fracturados, incluyendo efectos composicionales. Asimismo, el fracturamiento hidráulico y pozos horizontales y su aplicación al monitoreo del reservorio. Al inicio de esta década, las aplicaciones fueron hechas en grandes computadores (Mainframe), al final de la década se empezaron a usar microcomputadores.

Actualmente, computadores personales y una gran cantidad de sistemas de simulación de reservorios, proporcionan al Ingeniero, un medio económico y eficiente para resolver complejos problemas de Ingenieria de Reservorios.

Avances recientes en la Ingeniería de Reservorios/Yacimientos

Los avances recientes se han centrado principalmente en los puntos siguientes :

  1. Descripción del Reservorio.
  2. Reservorios Naturalmente Fracturados.
  3. Fracturamiento Hidráulico.
  4. Pozos Horizontales.

Referente a la descripción del yacimiento, se están aplicando técnicas estocásticas sustentadas en lo siguiente :

  • Información incompleta del reservorio en todas sus escalas.
  • Compleja deposición de facies en el espacio.
  • Propiedades de roca variables.
  • Relación desconocida entre propiedades.
  • Abundancia relativa de muestras con información proveniente de los pozos.

Referente a reservorios naturalmente fracturados, la simulación se ha extendido a aplicaciones composicionales e inyección cíclica de vapor.

Respecto a fracturamiento hidráulico, se ha enfatizado en la predicción de la geometría de la fractura. Se dispone de varias técnicas para predecir la distribución de los esfuerzos in situ, mejorando de esta forma la simulación del crecimiento de la fractura en el sentido vertical y lateral.

El objetivo de la simulación de pozos horizontales es estudiar los efectos de longitud del pozo, ángulo de inclinación, heterogeneidades locales, permeabilidad direccional, barreras y caída de presión en el pozo. La simulación exacta de los fenómenos cerca al pozo, ha permitido estudiar los efectos que tienen los pozos horizontales sobre la productividad, intersección de fracturas, conificación y recuperación de hidrocarburos.

Autor: Ing. Lucio Carrillo B. UNI Peru | quipu.uni.edu.pe