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PETROLEO EN CHILE: EXPLORACION Y PRODUCCION
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Chile no posee yacimientos a lo largo de toda su costa árida, de la sierra no podemos casi hablar porque como sabemos las rocas en su mayoría son volcánicas y no albergan crudo (según la escucela clásica); las operaciones chilenas de exploración y explotación de petróleo (sí las hay) las lleva a cabo tanto en su país como en el extranjero.
Su empresa estatal, ENAP, opera principalmente campos en Magallanes y en Tierra del Fuego (la zona del archipiélago de islas del sur de Chile).
La producción petrolera comenzó alrededor de 1945 y la estatal fue creada en 1950 extrayendo petróleo de esta zona que si bien es cierto en los últimos años ha declinado, ahora se concentra principalmente en la extracción de gas natural. En la década de los 80′s ENAP hizo su incursión en offshore instalando decenas de plataformas petroleras en el estrecho de Magallanes.
Para el transporte de hidrocarburos utiliza una red de oleoductos y gasoductos de alrededor de 3000 km hacias las plantas de procesamiento en Posesión y Cabo Negro 30 km al norte de Punta Arenas, capital de la región de Magallanes.
Pero el pequeño aporte de esta zona no es sufiente para el abasto chileno por lo que su estatal se ha visto obligada a participar en bloques extranjeros. En este caso lo hace a través de su filial ENAP Sipetrol (creada en 1990) en bloques de Ecuador, Argentina y el Medio Oriente en países como Egipto e Irán.
Entre sus principales socios, empresas petroleras del mundocon las que ha formado capitales mixtos para participar en actividades de exploración y producción en los países antes mencionados se encuentran:
- Repsol YPF – Argentina
- PetroEcuador – Ecuador
- Kuwait Energy Company – Kuwait
- Petroshahd – Egipto
- Wintershall – Alemania
- Edison International – Italia
- OMV – Irán
- ENEL – Italia
- Antofagasta Minerals – Chile
- Methanex – Canadá
PRODUCCION DE PETROLEO EN CHILE
En el 2005 su producción fue de 320 000 m3 (alrededor de 2800 pies cúbicos por día ft3/d) lo cual sólo satisface la demanda interna de las refinerías sólo en un 3%. En Magallanes su producción de petróleo crudo es de alrededor de 6 000 barriles por día.
Su producción en países como Egipto alcanza los 4 200 bpd (barriles de petróleo por día) en promedio (2009). En Ecuador, 17 000 bpd (2007).
PROCEDIMIENTO EN LA SIMULACION DE YACIMIENTOS
El diseño de un modelo de Simulacion de Reservorios es influenciado por los siguientes factores:
- Tipo y complejidad del problema
- Tiempo disponible para completar el estudio
- Costo del estudio
- Calidad de los datos disponibles
- Capacidad del simulador y hardware existente.
Planificación de un Estudio de Simulación
- Definición del Problema.
- Adquisición y Revisión de datos.
- Descripción del reservorio y Diseño del modelo.
- Ajuste de historia.
- Predicción.
- Reporte.
1. Definición del problema. El primer aspecto a tratar cuando se lleva a cabo un estudio de simulación es definir los problemas del comportamiento del reservorio y problemas operativos asociados. Para efectuar esto se debe reunir la información suficiente acerca del reservorio y su forma de operación para identificar las alternativas necesarias en lo que respecta a pronósticos.
Se debe definir en forma clara y concisa el objetivo práctico del estudio. Asimismo son necesarias evaluaciones rápidas a fin de identificar el mecanismo principal de depletación y reconocer que factores dominarán el comportamiento del reservorio (gravedad, heterogeneidad, conificación, etc.).
Si es posible, determinar el nivel de complejidad del modelo de reservorio, para iniciar el diseño del mismo e identificar los datos necesarios para su construcción.
2. Adquisición y revisión de los datos. Los datos deben ser revisados y reorganizados después que estos hayan sido coleccionados, debido a que estos han sido obtenidos para diferentes razones y normalmente no han sido organizados de tal forma que tengan un uso inmediato.
La revisión debe efectuarse cuidadosamente y se debe consumir todo el tiempo necesario a fin de evitar trabajo inútil.
3. Descripción del yacimiento y Diseño del modelo. El diseño de un modelo de simulación estará influenciado por el tipo de proceso a ser modelado, problemas relacionados con la mecánica de fluidos, los objetivos del estudio, la calidad de los datos del reservorio y su descripción, restricciones de tiempo y el nivel de credibilidad necesario para asegurar que los resultados del estudio sean aceptados.
4. Ajuste de Historia. Después que un modelo de reservorio ha sido construido, debe ser probado a fin de determinar si puede duplicar el comportamiento del reservorio. Generalmente la descripción del reservorio usada en el modelo es validado haciendo “correr” el simulador con datos de producción e inyección histórica y comparar las presiones calculadas y el movimiento de fluido con el comportamiento actual del reservorio.
5. Predición. Una vez que se ha obtenido un ajuste de historia aceptable, el modelo puede ser usado para predecir el comportamiento futuro del reservorio y así alcanzar los objetivos trazados por el estudio.
La calidad de las predicciones dependerá de las características del modelo y la exactitud de la descripción del reservorio.
6. Reporte. El paso final de un estudio de simulación es plasmar los resultados y conclusiones en un reporte claro y conciso. El reporte puede ser un breve memorando para un pequeño estudio o un informe completo de gran volumen para un estudio a nivel yacimiento.
En el reporte se debe incluir los objetivos del estudio, descripción del modelo usado y presentar los resultados y conclusiones referentes al estudio específico.
Autor: Ing. Lucio Carrillo B. UNI Peru | quipu.uni.edu.pe
SIMULACION DE PETROLEO NEGRO (BLACK OIL)
La simulación de petroleo negro o black oil es un modelo de flujo de fluidos en el cual se asume que a lo más existen tres fases distintas en el reservorio : Petróleo, Agua y Gas.
Los simuladores de reservorios de petróleo negro (black oil) son capaces de simular sistemas donde están presentes gas, petróleo y agua en cualquier proporción. Este es el simulador mas comúnmente usado en reservorios de petróleo y la principal suposición es que las composiciones del petróleo y el gas no cambian significativamente con la deplección.
Autor: Ing. Lucio Carrillo B. UNI Peru | quipu.uni.edu.pe
Las simulacion de petroleo negro o black oil, es útil en procesos de simulación de inyección de agua o gas inmiscible donde no se esperan cambios en la composición de fluidos. Pueden modelar el flujo de agua, petróleo y gas tomando en cuenta variaciones de la solubilidad del gas en el petróleo en función de la presión.
SISTEMA DE CONTROL DE PRESION ANULAR EN EL POZO
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.
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
