Objetivo General de Aprendizaje del Módulo III
El estudiante al finalizar el Modulo III identificará los
distintos parámetros que están involucrados en el flujo de fluido en medios
porosos, las pruebas de pozos y la evaluación de formaciones, lo cual le
permitirá una mejor comprensión en los subproyectos Yacimientos I, II y III del
ciclo profesional de la carrera Ingeniería de Petróleo.
Objetivos Específicos
de Aprendizaje del Módulo III
1. El
dicente interpretará los distintos parámetros que están involucrados en el
flujo de fluido en medios porosos; permitiéndole así diferenciar los mecanismos
de producción existentes.
2. La
audiencia comprenderá las distintas pruebas de pozos y su evaluación en la
obtención de datos necesarios para caracterizar yacimientos.
Contenido
- Sistema roca/fluido: porosidad, humectabilidad,
tensión interfacial, presión capilar. Análisis PVT. Permeabilidad. Cálculo
volumétrico de petróleo. Mecanismo de producción: empuje por gas, empuje
por gas disuelto, empuje por agua y empuje por gravedad.
- Prueba
de pozos: definición, tipos, interpretación. Registros de pozos:
definición, tipos, función. Núcleos: definición, utilidad, análisis.
Actividades de aprendizaje
1. A continuación los invito a reflexionar y participar sobre lo siguiente:
En la terminología petrolera, y según el glosario de términos petroleros de Schlumberger, un yacimiento es un cuerpo rocoso subterráneo que tiene porosidad y permeabilidad suficiente para almacenar y transmitir fluidos.
Ahora bien, partiendo de este párrafo, y el producto del análisis que se haga a las lecturas recomendadas - Yacimiento petrolero. Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos “páginas: Porosidad pg. 20, Permeabilidad pg. 27, Tensión interfacial pg. 53 y Presión capilar pg. 61”. Pozo Ilustrado Capítulo IV “paginas: Presión, temperatura, viscosidad y mecanismos naturales de producción pg. 165”. Señale:
¿Cuáles son las terminologías que existen sobre un yacimiento petrolero?, ¿Qué es la porosidad, como se clasifica y cuáles son los factores que la afectan?, ¿Qué es la permeabilidad, la tensión interfacial y la presión capilar? y ¿Cuáles son las características de un yacimiento?
Adicionalmente hay que tomar en cuenta que para cuantificar las reservas de un yacimiento, se aplican distintas metodologías, de acuerdo a la información geológica y de ingeniería disponible. Por ende, es necesario comprender ¿Cómo se desarrolla el Cálculo volumétrico de petróleo?
Luego es sumamente importante comprender que la producción de petróleo y gas natural constituye sin duda el motor de la economía mundial. La creciente actividad de la industria petrolera nos obliga a contar con datos de fluidos representativos para evitar criterios erróneos en la caracterización de los fluidos que pudieran afectar el desarrollo de los campos e incluso la creación de plantas. Por tal razón, es que 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.
Tomando en consideración los señalamientos anteriores, sus experiencias sobre este tema, y el producto del análisis que ha hecho a la lectura recomendada - Análisis PVT y Relaciones PVT pg. 217 del Pozo Ilustrado Capítulo V Gas Natural. , señale: ¿Qué es el Análisis PVT y cómo se desarrolla?
Esta actividad se iniciara el día 17/05/13 y finalizara el día viernes 31/05/13 hasta las 11:30 pm. Para ello, cada uno de los participantes deberá realizar al menos tres intervenciones, donde se tomará en cuenta lo siguiente:
El abordaje conceptual del tema. Cada participante deberá colocar un tema relacionado, considerando los aspectos antes mencionados, en un párrafo máximo de 8 líneas.
Colaboración y retroalimentación. Cada participante deberá opinar, responder o debatir en uno o más temas expuestos por el facilitador y sus compañeros. En un párrafo comprendido entre 3 y 6 líneas.
Cada participante deberá realizar una o más intervenciones donde responda a las opiniones de sus compañeros. En un párrafo de a 4 líneas.
2. Luego, continuando con la siguiente estrategia de enseñanza, se definirán sesiones de chat a través de su cuenta en gmail, el cual se desarrollara en “Pareja”, donde cada una genere su punto de vista sobre: la Prueba de Pozos “definición, tipos, interpretación”; Registros de Pozos Petroleros “definición, tipos, función” y Núcleos “definición, utilidad, análisis”
Este proceso constara de un registro con los nombres de cada pareja, el cual deben suministrarlo a través del blog “para que así los integrantes del curso estén al tanto de quienes aún no poseen equipo”. Dichas sesiones se desarrollaran “dentro del horario asignado por la UNELLEZ para las clases presenciales del subproyecto Introducción a la Ingeniería de Petróleo”, en lo que todos tendrán disponibilidad de participar como mínimo en una (01) sesión de treinta (30) minutos a través de su cuenta en gmail, para aclarar sus dudas y generar aportes sobre los temas recomendados; permitiéndose así fomentar la interacción entre los participantes.
PD: Dicho chat debe ser reenviado tal cual como se desarrolle al correo rogmonter@gmail.com, también debe ser publicado un resumen de dicha sesión por este espacio del Blog, (el mismo constara de un título o identificación, no debe ser mayor a 300 palabras y deben agregarse los datos de los autores). Ambas actividades deben ser enviadas y publicadas antes del día 02/06/13 hasta las 11:30 pm.
3. La última actividad consiste en enviar antes del día 05/06/13 hasta las 11:30 pm. al correo rogmonter@gmail.com un informe final grupal no mayor de cinco (05) Hojas, “Equipo de cuatro (04) personas, ni más, ni menos”, con las conclusiones producto de las intervenciones en los foros de discusión y las de los compañeros, sin olvidar las participaciones del chat, el cual debe estar apoyada en las fuentes consultadas y las referencias debidamente reseñadas. (Competencia de síntesis). Letra Arial 12. Con la siguiente identificación: ModIII – Introducción – Nombre_Apellido, “de cada integrante” Ejemplo: ModIII – Introducción – Pedro_Perez-Maria_Toro. (Documento en formato doc.) “Ajustarse a los requerimientos y tomar en cuenta las normas APA vigentes para su presentación”
Evaluación de Competencias del Modulo III
Los invito a iniciar esta última actividad de manera inmediata y no dejar que el tiempo se consuma pues no lograrán alcanzar productos de calidad académica; de allí que es necesario que cada uno invierta diariamente un tiempo adecuado al desarrollo de este trabajo.
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Actividad De Evaluación
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Categoría
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Criterios
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Estrategia De Evaluación
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Ponderación
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Total
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FORO
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Individual
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Participación dentro de los lapsos establecidos
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Tarea interactiva
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2
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5
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Interacción con el grupo
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2
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Pertinencia de la participación
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1
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CHAT
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Individual
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Interacción con el grupo
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Preguntas intercaladas
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2
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5
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Pertinencia de la participación
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2
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Número de participaciones*
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1
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TRABAJO EN GRUPO
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Colaborativo
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Aspectos de forma (identificación del archivo, tipo de documento,
presentación y ortografía).
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Tareas de trabajo de campo
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1,5
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5
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Capacidad de síntesis
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2,5
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Puntualidad en la entrega
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1
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Es importante tener en cuenta que la evaluación será continua y comprende las siguientes actividades:
1. Participación dentro de los lapsos establecidos: Debido a la importancia que tiene la participación oportuna en las discusiones en el foro, se asignará 2 pts. a todos aquellos participantes que compartan hasta la fecha pautada su intervención, quienes lo hagan fuera del lapso establecido serán calificados con 1 pto.
2. Interacción con el grupo: Partiendo de la necesidad que se tiene en pro de construir el aprendizaje sobre la base de opiniones del resto de los participantes; este criterio hace referencia a la manifestación de acuerdo o desacuerdo con otras participaciones, con el debido sustento. Se asignará 2 pts. a todos aquellos participantes que cumplan con este requisito, quienes no lo hagan serán calificados con 0,75 pts.
3. Pertinencia en la participación: Se relaciona con la congruencia entre las preguntas formuladas en el foro y chat, así como las respuestas dadas. Quienes no cumplan este requisito pierden el 50% de los puntos.
Los invito a iniciar esta última actividad de manera inmediata y no dejar que el tiempo se consuma pues no lograrán alcanzar productos de calidad académica; de allí que es necesario que cada uno invierta diariamente un tiempo adecuado al desarrollo de este trabajo.
De verdad estoy orgulloso por el esfuerzo de producción y compromiso asumido por ustedes. =D
Nos leemos.
Hola buenos días compañeros, sabemos que un yacimiento es una unidad geológica de volumen limitado, poroso y permeable que contiene hidrocarburos en estado líquido y gaseoso. Donde los cinco ingredientes básicos que deben estar presentes para tener un yacimiento de hidrocarburos son: fuente, Camino migratorio, Trampa, Almacenaje o porosidad, Transmisibilidad. Y así también su clasificación Geológicamente es: estratigráficos, estructurales y combinados.
ResponderEliminarbuenas tardes compañero jean carlos! para terminar de complementar; los yacimientos tienen diversas características: plano,delgado y fragmentado, también sabemos que los yacimientos pueden ser porciones y bloques fragmentados de roca permeable, muy complejos, que tienen grandes probabilidades de contener petróleo y gas. Algunos pueden ser yacimientos muy angostos, otros pueden ser planos y otros pueden estar fragmentados. Todas estas formas de yacimientos tienen cantidades vitales de petróleo y gas que se están explotando.
EliminarBuenas noches compañeros, quiero acotar que el significado de yacimiento genéricamente es una concentración significativa de materiales o elementos interesantes para algún tipo de ciencia.
EliminarBuen día compañero, Geológicamente, los yacimientos se clasifican en estratigráficos, estructurales y combinados.
Eliminar1. Estratigráficos: lentes de arena, cambios de facies, calizas o dolomitas porosas, cambios de permeabilidad.
2. Estructurales: Fracturas en calizas o rocas ígneas, discordancias, falla miento en areniscas, sinclinales, anticlinales, domos salinos, entre otros.
3. Combinados: Hace referencia a las posibles combinaciones que se presenten entre los dos grupos anteriores.
Buenos días compañero kervin aporto que el modelado estratigráfico se utiliza para modelar superficies y mantos subhorizontales y, en general, se emplea en yacimientos sedimentarios, como los de carbón, diamantes y arenas (minerales o bituminosas). En el mundo, muchas operaciones utilizan las herramientas estratigráficas para modelar yacimientos químicos, como los de bauxita y lateritas de níquel.
EliminarHola Jean Carlos, quisiera complementar tu comentario añadiendo que los yacimientos también se clasifican según el estado del recurso que contienen en: Yacimientos de petróleo negro o volátil, de gas condensado, húmedo o seco y de asfalto, también conocidos como asfalténicos.
ResponderEliminarCompañero Domingo quiero aportar a tu comentario, que los yacimientos se dividen en tres campos:
Eliminar1)Yacimiento geológico: es una acumulación significativa de materiales geológicos, (minerales, gases, petróleo, etc.), que en algún caso pueden ser objeto de explotación humana.
2)Yacimiento arqueológico: es una concentración de restos arqueológicos.
3)Yacimienton(paleontología): es una concentración de restos paleontológicos.
Compañeros para aportar, Los yacimientos tienen diferentes características que los diferencia uno de otro, es por ello que se ha determinado una serie de factores que afectan su comportamiento y de acuerdo a esas características se pueden clasificar en:
EliminarDe acuerdo al tipo de roca almacenadora
De acuerdo al tipo de trampa
De acuerdo al tipo de fluidos almacenados
De acuerdo con la presión original en yacimientos de aceite
De acuerdo con el tipo de empuje predominante
Este comentario ha sido eliminado por el autor.
Eliminarbuenos días compañero carlos, aporto a tu comentario, que los yacimientos geológicos se clasifican en: estratigráficos:, estructurales y combinados hace referencia a las combinaciones que se presenten en los dos grupos anteriores
EliminarBuenos días amigo kervin De Acuerdo con el tipo de fluidos almacenados se encuentran: los Yacimientos de aceite y gas disuelto y Yacimientos de aceite, gas disuelto y gas libre. Donde algunos yacimientos de aceite tienen gas libre desde el principio de su explotación; en este caso la presión inicial es menor que la mezcla de saturación de la mezcla total de hidrocarburos
EliminarBuenas tardes compañeros quiero aportar que los yacimientos petroliferos se forman en la litosfera a partir de los restos de organismos del pasado (fosiles), depositados en grandes cantidades en fondos anoxicos de mares o zonas lacustres del pasado geologico y cubiertos por espesas capas de sedimentos.
ResponderEliminarCompañero Oscar, aporto que la formación de yacimientos viene hace millones de años atrás de transformaciones químicas (craqueo natural), debidas al calor y la presión durante la diagénesis, cambiaron los restos de microorganismos(animales y vegetales) convirtiéndose en petróleo y gas natural.
EliminarCompañeros, en el siguiente link les dejo los 20 yacimientos petroliferos mas grandes del mundo.
Eliminarhttp://mrgorsky.files.wordpress.com/2010/02/20yacimientospetroleo.jpg
Compañero Carlos aporto que los yacimientos tienen diversas características como pueden ser: delgados, planos y fragmentados. Algunos pueden ser yacimientos muy angostos, otros pueden ser planos, todas estas formas de yacimientos tienen cantidades vitales de petróleo y gas. También se considera que los yacimientos petrolíferos son dinámicos
EliminarLa porosidad es una medida de la capacidad de almacenamiento de fluidos que posee una roca y se define como la fraccion del volumen total de la roca que corresponde a espacios que pueden almacenar fluidos.
ResponderEliminarcomo el volumen de espacios disponibles para almacenar fluidos no puede ser mayor que el volumen total de la roca, la porosidad es una fraccion y el maximo valor teorico que puede alcanzar es 1.
compañero oscar!aporto como se clasifica la porosidad.La porosidad de una roca puede ser clasificada de dos maneras:
Eliminar- Según su origen.
- Según la comunicación de sus poros.
Según su origen:
EliminarDe acuerdo a su origen, la porosidad puede ser clasificada en primaria o intergranular y secundaria o inducida. La porosidad primaria o intergranular es aquella que se origina durante el proceso de deposición de material que da origen a la roca. Por otra parte la porosidad secundaria es aquella que se origina por algunos procesos naturales o artificiales posteriores al momento en el cual los sedimentos que dieron origen a la roca fueron depositados.
Hola Luz Angela sigo tu comentario, Segun Su Orige: En general las rocas con porosidad primaria presentan características más uniformes que aquellas que presentan parte de su porosidad secundaria o inducida.
EliminarAlgunos procesos que dan origen a la porosidad secundaria de una roca son: la disolución, las fracturas y la dolomitización.
Buenos días compañero kervin donde la disolución es un proceso mediante el cual se origina una reacción química entre los fluidos que saturan el medio poroso y la matriz de la roca. Este proceso origina una modificación en el volumen poroso del sistema y por ende en la porosidad.
EliminarEs correcto Jean también Las Fracturas, contribuyen a la generación de porosidad secundaria. Después de producirse la deposición de sedimentos y originarse la roca, esta se puede encontrar sometida a procesos geológicos de deformación originados por actividades tectónicas que pueden generar fisuras o desplazamiento de los granos que conforman la matriz de la roca.
EliminarOk amigo kervin donde el ultimo proceso que dan origen a la porosidad secundaria es la dolomitización, que es un proceso mediante el cual la caliza se transforma en dolomita. El proceso de dolomitización ocurre cuando rocas carbonáticas (constituidas por calizas) entran en contacto con agua (con alguna cantidad de magnesio disuelto) que circula a través del medio poros.
EliminarBuenas tardes compañeros, quiero aportar que clasificación de la porosidad de acuerdo a su origen son:
EliminarPRIMARIA: es la que posee la roca de la fase depositacional – inicio del enterramiento, los granos no han sido alterados, fracturados, disueltos.
SECUNDARIA: espacio poroso adicional originado por modificación por procesos post-sedimentación y diagénesis.
Buenas noches amigo Domingo quiero aportar que en los yacimientos asfalténicos el rango de temperatura es amplio. Las condiciones iniciales de yacimiento están por encima del punto crítico. Estos no se evaporizan ni tienen punto crítico .Y cuando la presión del yacimiento localiza a éste en la zona de una sola fase, normalmente la composición se mantiene constante.
ResponderEliminarAmigo Jean otra clasificación de acuerdo al estado de los fluidos es 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. Las líneas (iso-volumétricas o de calidad) están uniformemente espaciadas y tienen un rango de temperatura amplio. Los primeros crudos de este tipo fueron de color negro, de allí su nombre.
EliminarComparto tu idea Kervin y pues también esta el Petróleo volátil, donde su 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, y su color es usualmente café claro a verde.
EliminarEste comentario ha sido eliminado por el autor.
ResponderEliminarHola buenas tardes compañeros !segun! Roy Murmi, un consejero de Schlumberger, describió el proceso de la siguiente manera: «Plancton y algas, proteínas y la vida que flota en el mar, cuando mueren caen al fondo, y estos organismos son el origen de nuestro petróleo. Cuando se entierran con el sedimento acumulado se convierte en hidrocarburos,llegando a formar nuestros depósitos de gas y petróleo».
ResponderEliminarbuenas tardes compañeros! se entiende como permeabilidad la capacidad que tiene un material de permitirle a un flujo que lo atraviese sin alterar su estructura interna.
ResponderEliminartensión interfacial: se llama tensión interfacial a la energía libre existente en la zona de contacto de dos líquidos inmiscibles
presión capilar:se define como presión capilar La diferencia entre las presiones de dos fases cualesquiera
Buenas tardes compañera luz angela, quiero aportar que la velocidad con la que el fluido atraviesa el material depende de tres factores básicos: la porosidad del material, la densidad del fluido considerado (afectada por su temperatura) y la presión a que está sometido el fluido.
EliminarBuenas noches compañero carlos quiero agregar, que para que un material pueda ser permeable debe ser poroso, es decir, debe contener espacios vacios o poros que le permitan absorver fluido. A su vez, tales espacios deben estar interconectados para que el fluido disponga de caminos para pasar a traves del material.
EliminarAmiga luz aporto 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 de tres factores básicos que son: la porosidad del material, la densidad del fluido considerado afectada por su temperatura y la presión a que está sometido el fluido.
EliminarCompañera Angela también están los tipos de permeabilidad que son las absoluta, efectiva y relativa, en donde La Permeabilidad absoluta, es aquella permeabilidad que se mide cuando un fluido satura 100 % el espacio poroso. Normalmente, el fluido de prueba es aire o agua.
EliminarBuenos dias compañero Eliecer donde la permeabilidad efectiva a un fluido es la permeabilidad del medio a ese fluido cuando su saturación es menor del 100%. Y de ésta permeabilidad pueden ser tres: permeabilidad efectiva al aceite, al agua y al gas.
EliminarBuenas noches Angela quiero complementar que la presion capilar tambien se define como la magnitud de la saturacion de agua en un reservorio, para una altura determinada, y esta controlada por:
ResponderEliminar1) la estructura porosa de la roca.
2) la densidad de los fluidos.
3) las caracteristicas de energia superficial.
Buenos Dias tambien quiero aportar amigo oscar Los datos de presión capilar se utilizan directamente en programas numéricos de simulación y para calcular la distribución de los fluidos en el yacimiento. Las saturaciones residuales e irreducibles de los fluidos, obtenidas durante las mediciones de presión capilar..
EliminarAmigo Eliecer aporto que las presiones capilares se pueden determinar para sistemas bifásicos de diferentes clases; de interés para la industria del petróleo están los sistemas de gas-salmuera, gas-aceite y aceite-salmuera. Y las saturaciones residuales e irreducibles de los fluidos, obtenidas durante las mediciones de presión capilar, se pueden utilizar para ayudar a estimar la cantidad de aceite recuperable y las saturaciones esperadas de agua fósil.
EliminarCompañero Jean de igual en cualquier medio poroso con presencia de fluidos bifásicos, la fase mojante tendrá siempre la presión más baja. Por lo tanto, las curvas de presión capilar se pueden también utilizar para determinar las características de mojabilidad del yacimiento. Las presiones capilares se miden comúnmente con uno de dos instrumentos: celdas de desaturación de plato poroso o centrífugas.
EliminarCompañero Kervin, a su ves el procedimiento para medir la porosidad de una roca puede ser determinada mediante técnicas de medición en el laboratorio o través de perfiles de los pozos. Donde la porosidad de una roca puede ser determinada a través de mediciones de uno, o una combinación de varios, de los siguientes registros de pozos: Registro sónico, Registro de densidad y Registro neutrón.
EliminarHola Muchachos, aspiro estén pasando un gran fin de semana, y que esta próxima semana sea de grandes Bendiciones.
ResponderEliminarLos quiero felicitar por el entusiasmo que han desarrollado durante estos días, y por la participación activa que han generado, sin embargo, quiero recordarles que una de las claves principales es generar una intervención por todas las interrogantes aplicadas en esta primera actividad, que son: ¿Cuáles son las terminologías que existen sobre un yacimiento petrolero?, ¿Qué es la porosidad, como se clasifica y cuáles son los factores que la afectan?, ¿Qué es la permeabilidad, la tensión interfacial y la presión capilar?, ¿Cuáles son las características de un yacimiento?, ¿Cómo se desarrolla el Cálculo volumétrico de petróleo? y ¿Qué es el Análisis PVT y cómo se desarrolla?; luego si pueden generar cualquier acotación o aporte sobre los comentarios de sus compañeros, todo para que el modulo no se haga tan extenso, ya que si empiezan a debatir por cada tema el contenido se volverá largo y tedioso.
No olviden que solo es una recomendación, nuestra finalidad es lograr un aprendizaje positivo.
Saludos.
PD: No olviden que dentro Blog existe una entrada denominada Dudas y Comentarios.
Buenas tardes amigos, La porosidad es la capacidad de un material de absorber líquidos o gases. También es el tamaño y número de los poros de un filtro o de una membrana semipermeable.
ResponderEliminarLa porosidad se clasifica en:
Porosidad absoluta.
Porosidad efectiva.
Porosidad no efectiva.
Porosidad primaria o intergranular.
Porosidad secundaria, inducida o vugular.
Así es amigo Kervin, donde la porosidad es una propiedad de la roca y es definida como el porcentaje del volumen poroso de la roca referente al volumen total de la misma. Esta es expresada en porcentaje y de acuerdo a que tanto por ciento tengamos de porosidad podremos saber que tanto fluido puede almacenar dicha roca.
EliminarBuenas noches amigos a continuacion les presento los factores que afectan la porosidad son los siguientes:
EliminarTipo de empaque, material cementante, geometría y distribución de granos, presión de las capas suprayacentes, presión de partículas finas Promedio de la porosidad, promedio aritmético, promedio ponderado Promedio estadístico o armónico , correlaciones para porosidad, distribución del tamaño del poro
Buenas noches, amplio la informacion de mi compañero kervin, al definir la porosidad absoluta como la fracción del volumen correspondiente al volumen de poros interconectados o no, entre si. porosidad efectiva como la fracción del volumen correspondiente al volumen de poros interconectados. y porosidad no efectiva como la fracción del volumen correspondiente al volumen de poros no interconectados
EliminarBuenas noches para acotar un punto importante dentro la porosidad, y es que dentro de ella, existe la saturación del fluido.Que es la cantidad existente del fluido que satura dentro de la roca y los estados del fluido que varían respecto al tiempo (Estable,inestable y pseudestable).
EliminarBuenas tardes compañeros, con respecto ala Tensión interfacial es el resultado de efectos moleculares por los cuales se forma una interfase o superficie que separa estos fluidos; si σ es nula, entonces se dice que los fluidos son miscibles entre si.
ResponderEliminarUn ejemplo de líquidos inmiscibles son el agua y el aceite, en tanto que el agua y el alcohol si son miscibles.
En el caso de que se tenga una interfase líquido-gas, al fenómeno entonces se le llama tensión superficial.
Buenos dias amigo Carlos aporto que la tensión interfacial juega un papel importante en el recobro de petróleo especialmente enlos procesos terciarios, ya que si este parámetro se hace despreciable, entonces existirá un único fluido saturando el medio, el cual, fluye más fácilmente.
EliminarAlgo importante dentro de la tensión Interfacial y es que para poder bajar dicha tensión entre los líquidos existe un compuesto orgánico llamado surfactante reducen la tensión interfacial entre el crudo y el agua por absorción en la fase líquido-líquido. y son amfifílicos, o que contienen grupos no polares hidrófobos o lipofílicos, solubles en hidrocarburo (colas) y grupos polares hidrofílicos (cabezas) solubles en agua. Por ello son solubles en solventes orgánicos y en agua.
EliminarHola amigos aportando, esta energía que existe entre ellos no les permite convertirse en una emulsión. Dos fluidos inmiscibles en contacto no se mezclan y los separa una interfase. ¿Porque? .Ahi veremos la tension interfacial. Porque las moléculas de estos fluidos tienen afinidad con las moléculas de su propia clase. Cerca de la superficie las moléculas se atraen con mayor intensidad produciendo una fuerza mecánica.
EliminarBuenas noches compañeros, la presión capilar se define como una diferencia entre el fluido y las fases, la fase no mojante y la fase mojante. Esto se debe a que en un sistema poroso están presentes fuerzas inducidas por la mojabilidad del medio con unos de los fluidos, causando diferencia de presión entre los dos fluidos
ResponderEliminarhola Jose tambien los datos de presión capilar se utilizan directamente en programas numéricos de simulación y para calcular la distribución de los fluidos en el yacimiento. Las saturaciones residuales e irreducibles de los fluidos, obtenidas durante las mediciones de presión capilar, se pueden utilizar para ayudar a estimar la cantidad de aceite recuperable y las saturaciones esperadas de agua fósil.
EliminarAmigos conceptualmente las presiones capilares se pueden determinar para sistemas bifásicos de diferentes clases; de interés para la industria del petróleo están los sistemas de gas-salmuera, gas-aceite y aceite-salmuera y también las curvas de presión capilar se pueden utilizar para determinar las características de mojabilidad del yacimiento.
EliminarHola buenas noches Amigos el calculo volumétrico del Petroleo , no estima como tal el volumen de las reservas, sino que está asociado a la determinación de los hidrocarburos originales en sitio (Petróleo Original En Sitio POES) el cual se determina por la ecuacion de balance de materiales.Teniendo en cuenta el Petroleo producido acumulado , la relacion Gas Petroleo, la relacion entre el volumen, la capa de Gas y el volumen de la zona de Petroleo, como tambien los factores volumetricos del Gas, a condiciones iniciales y del Gas inyectado.
ResponderEliminarAmigo Eliecer asi es donde para determinar el volumen, es necesario partir de dos caracteristicas importantes como lo son: el área del yacimiento y el espesor de la arena contenedora, donde el volumen será, en su más sencilla expresión el área por el espesor, para un estrato de arenisca tipo paralelepipedo.
Eliminarcompañeros eliecer y jean carlos! para terminarde complementar...El método volumetrico, consiste en una ecuación que nos permitirá por medio de algunos parámetros caracteristicos del yacimiento predecir un estimado del contenido de hidrocarburos en una roca yacimiento específica. El método volumetrico, es usado escencialmente para conocer la cantidad de hidrocarburo original en sitio, ya sea petróleo, gas, condensado, entre otros.
EliminarAmigos basados en esto el método también depende de los parámetros del yacimiento como: el volumen de roca contenedora, la porosidad de la roca yacimiento y la saturación de los fluidos. Es de gran importancia el volumen de roca, ya que es por éste parámetro que se caracteriza el método.
EliminarBuenas tardes el Análisis PVT esta constitiudo por una serie de pruebas realizadas en el laboratorio a diferentes presiones, temperaturas y volúmenes para determinar las propiedades de los fluidos de un yacimiento de petroleo.
ResponderEliminarLa presión, el volumen y la temperatura (PVT) son fundamentalmente los parámetros básicos que gobiernan el comportamiento de producción de un yacimiento de hidrocarburos.
Amigo Oscar tambien 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 y Muestreo por recombinación superficial.
ResponderEliminarAmigo Eliecer donde 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, y algo muy importante como lo es predecir su vida productiva.
EliminarAmigos muy importante la magnitud de las relaciones presión, volumen, temperatura,
Eliminarconjuntamente con otras, sirve para
planificar la cadena de operaciones referentes
a la producción, separación, tratamiento, acondicionamiento,
manejo, distribución, procesos
ulteriores, mediciones y rendimiento de gases
y/o líquidos o sólidos comerciales.
Buenas noches un yacimiento es el lugar donde se hallan naturalmente las rocas, minerales, gases o fosiles, tambien se dice que un yacimiento o reservorio petrolifero es una acumulacion natural de hidrocarburos en el subsuelo, contenidos en rocas porosas o fracturadas.
ResponderEliminarBuenos días amigo Oscar, para dar otra definición, la palabra yacimiento significa lugar donde yace algo, en nuestro caso se refiere a los lugares geológicos en donde se encuentran atrapados los hidrocarburos debido a la acción de agentes externos (físicos y químicos) durante millones de años.
EliminarComapañeros otra definicion seria que un yacimiento es la porción de una trampa geológica que contiene aceite, gas o ambos, la cual se comporta como un sistema hidráulico intercomunicado.
EliminarLos yacimientos de hidrocarburos (petróleo) se han agrupado considerando diversos factores, como los siguientes: Tipo de roca almacenadora, tipo de trampa, tipo de fluidos almacenados, presión original, tipo de empuje predominante y diagrama de fases.
EliminarCompañera agregando algo mas sobre yacimientos podemos decir que los hay primario y secundarios: puede ser primario, cuando se encuentra en la misma roca en la que se ha formado, o bien ser un yacimiento secundario, cuando se formó en un sitio lejano y ha ido fluyendo hasta el lugar en el que yace ahora, movimiento con el que cambiaron algunas de sus propiedades.
EliminarBuenas noches para agregar, geológicamente, los yacimientos se clasifican en: 1. Estratigráficos: lentes de arena, cambios de facies, calizas o dolomitas porosas, cambios de permeabilidad. 2. Estructurales: Fracturas en calizas o rocas ígneas, discordancias, falla miento en areniscas, sinclinales, anticlinales, domos salinos, entre otros. 3. Combinados: Hace referencia a las posibles combinaciones que se presenten entre los dos grupos anteriores.
Eliminarbuenas noches compañeros! :)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:
ResponderEliminar- Muestreo de fondo.
- Muestreo por recombinación superficial.
Buenas noches compañeros, dentro de la características de los yacimientos encontramos que pueden ser porciones y bloques fragmentados de roca permeable, muy complejos, que tienen grandes probabilidades de contener petróleo, gas o cualquier otro mineral. Algunos pueden ser yacimientos muy angostos, otros pueden ser planos y otros pueden estar fragmentados.
ResponderEliminarTodas estas formas de yacimientos tienen cantidades vitales de mineral que queremos explotar.
Buenas Noches los yacimientos minerales presentan, como ya hemos visto en el tema anterior, dos aspectos complementarios de gran relevancia: los geológicos y los económicos. Cada uno de estos aspectos merece ser estudiado de forma autónoma, aunque coordinada, ya que se condicionan mutuamente.
EliminarHola buenas tardes compañeros, sabemos que un yacimiento es una unidad geológica de volumen limitado, poroso y permeable que contiene hidrocarburos en estado líquido y gaseoso. Donde los cinco ingredientes básicos que deben estar presentes para tener un yacimiento de hidrocarburos son: fuente, Camino migratorio, Trampa, Almacenaje o porosidad, Transmisibilidad. Y así también su clasificación Geológicamente es: estratigráficos, estructurales y combinados. También los yacimientos tienen diversas características como pueden ser: delgados, planos y fragmentados.
ResponderEliminarEste comentario ha sido eliminado por el autor.
EliminarBuenas tardes compañero Jean Rodriguez quiero acotar que según la compañía petrolera schlumberger se dice que "un yacimiento es un cuerpo rocoso subterráneo que tiene porosidad y permeabilidad suficientes para almacenar y transmitir fluidos". Los hidrocarburos naturales, como el petróleo crudo y el gas natural, son retenidos por formaciones de rocas con baja permeabilidad.
EliminarCompañero Christopher al hablar de porosidad es una medida de la capacidad de almacenamiento de fluidos que posee una roca y se define como la fracción del volumen total de la roca que corresponde a espacios que pueden almacenar fluidos y cuanto a la permeabilidad es la capacidad que tiene un material de permitirle a un flujo que lo atraviese sin alterar su estructura interna.
EliminarSi compañero Jean es importante saber de estos conceptos básicos y quiero aportar que en cuanto a la porosidad se clasifica en porosidad absoluta: que es aquella que considera el volumen poroso de la roca este o no interconectado; porosidad efectiva: es la relación del volumen poroso interconectado con el volumen bruto de roca; y la porosidad no efectiva: es la diferencia entre las anteriores.
EliminarSi compañero christopher pero también existe una clasificación geológica la cual presenta la porosidad primaria que es es aquella que se desarrolla u origina en el momento de la formación o depositación del estrato; y también la porosidad secundaria: que son los espacios porosos de la roca que son formados durante los procesos de post-depositación de los sedimentos.
EliminarSi Jean pero como se origina la porosidad secundaria? ya sabemos que la primaria se origina al momento de la formación de un estrato. Estuve investigando y encontré que la formación secundaria se origina por algunos procesos que son: la disolución, las fracturas y la dolomitización.
EliminarAsí es amigo Christopher aporto que esos procesos tratan lo siguiente: la disolución es un proceso mediante el cual se origina una reacción química entre los fluidos que saturan el medio poroso y la matriz de la roca; por fracturas donde roca se puede encontrar sometida a procesos geológicos de deformación originados por actividades tectónicas que pueden generar fisuras o desplazamiento de los granos que conforman la matriz de la roca.
EliminarSi compañero Jean y la dolomitización es un proceso mediante el cual la caliza se transforma en dolomita. La dolomitización destruye frecuentemente los fósiles que contiene, la estructura sedimentaria original. etc., pero ocasionalmente puede alterar sólo una parte de la roca.
EliminarCompañero Christopher también existen algunos factores que afectan la porosidad de la roca, entre estos tenemos: tipo de empaque, presencia de material cementante, geometría y distribución del tamaño de los granos y presión de las capas suprayacentes.
EliminarAmigo Jean al hablar del tipo de empaque es porque ocurre una disminución en la porosidad debiéndose a una reducción en el volumen poroso del sistema, ya que parte de las esferas ocupan un volumen que anteriormente se encontraba vacío. En donde un medio poroso esta compuesto por esferas de igual tamaño, las cuales se encuentran dispuestas formando un arreglo cúbico.
EliminarAsí es Christopher también la presencia de material cementante, consiste en que los granos que conforman la matriz de la roca se encuentran unidos entre sí por material cementante, el cual se encuentra compuesto principalmente por sílice, carbonato de calcio y arcilla. La presencia de material cementante afecta la firmeza y compactación de la roca, por lo tanto afecta la porosidad de la misma.
EliminarSi jean también al hablar geometría y distribución del tamaño de los granos que dependen del ambiente en que se origina la roca, los granos que la conforman tienen diferentes variaciones de tamaño. La forma de los granos también afecta la porosidad de la roca. Un sistema compuesto por granos perfectamente redondeados presentará una porosidad mayor que un sistema formado por granos alargado.
EliminarOk amigo Marcano y como ultimo factor que afecta la porosidad tenemos la Presión de las capas suprayacentes: esta se da por la sobrecarga, la cual es ejercida por el peso de las capas suprayacentes de la roca. A medida que aumenta la profundidad, la presión ejercida por la columna de sedimentos aumenta, esto genera una fuerza que tiende a deformar los granos y reducir el volumen de espacios vacíos, por lo tanto se origina una reducción en la porosidad.
EliminarAmigo Jean es de qui varios factores que afectan la porosidad de la roca, entre estos podemos mencionar los siguientes:
Eliminar- Tipo de empaque - Presencia de material cementante: la precensia de este afecta la firmeza y compactación de la roca - Geometría y distribución del tamaño de los granos: dependiendo del ambiente depositacional en el cual se originó la roca - Presión de las capas suprayacentes: ejercida por el peso de las capas suprayacentes de la roca.
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ResponderEliminarLa permeabilidad constituye un tema de suma relevancia en la industria petrolera ya que en esta el principal tema de interés es el de la producción de petróleo y sus derivados lo más rápido posible, tanto tiempo como sea posible y con mínimas consecuencias de largo plazo para el medio ambiente y las personas. La permeabilidad se define como "la capacidad que tiene una roca de permitir el flujo de fluidos a través de sus poros interconectados. Si los poros de la roca no se encuentran interconectados no puede existir permeabilidad".
ResponderEliminarCompañero Christopher aporto que la permeabilidad es la propiedad que posee la roca para permitir que los fluidos se muevan a través de sus poros, independientemente del tipo que sean. La misma determina el comportamiento del yacimiento y del pozo, pero el término puede referirse a muchos tipos de mediciones:la permeabilidad puede ser absoluta o efectiva, vertical, horizontal o en cualquier otra dirección, debido a que la misma se define como un tensor
Eliminarpara completar el aporte de jean carlos y christopher, La permeabilidad absoluta se define como la capacidad que tiene una roca de permitir el flujo de fluidos a través de sus poros interconectados y cuando más de una fase se encuentra presente en un medio poroso, la conductividad o capacidad que tiene una roca de permitir el flujo de cada una de las fases a través de dicho medio poroso se define como permeabilidad efectiva.
EliminarAmigo Josue también la permeabilidad esta afectada en el yacimiento por los mismos factores que afectan la porosidad, tales como: presión de sobrecarga, grado de compactación de la roca, tamaño y distribución de los granos, etc. Además, es conveniente considerar que las medidas de las permeabilidades son afectadas por el deslizamiento en las paredes y por la presencia de líquidos reactivos.
EliminarHola amigos, aporto que existen diversos factores que afectan las mediciones de la permeabilidad realizadas en el laboratorio. Cuando se usa un gas como fluido para medir la permeabilidad se deben hacer correcciones por deslizamiento del gas. Cuando es líquido el fluido usado, se debe tener cuidado de que no reaccione con el sólido de la muestra.
EliminarCompañero Domingo también hay algo muy importante que es deslizamiento del gas (Efecto Klinkenberg) donde este descubrió que las mediciones de permeabilidad realizadas con aire como fluido de medición, muestran resultados diferentes a los valores de permeabilidad obtenidos cuando el fluido utilizado para las mediciones es un líquido.
EliminarAsí es Jean, además aporto que la permeabilidad de una muestra de núcleo medida por flujo de aire siempre es mayor que la permeabilidad obtenida cuando se usa un líquido, ya que Klinkenberg postuló, en base a sus experimentos de laboratorio, que la velocidad del líquido en la superficie de contacto con la roca es cero.
Eliminarla tension interfacial esta formada por un solido, liquido o gas en contacto con otra sustancia y posee una energia que es el resultado de la diferencia del grado de atraccion de las moleculas de la superficie entre ellas con la del grado de atraccion de otra sustancia.Este fenomeno se define como la cantidad de energia que hace falta para separar un area unitaria de una sustancia desde otra.
ResponderEliminarBuenos días amigo Oscar aporto que si existen dos fluidos inmiscibles en los cuales se nota, claramente, la separación entre los mismos, se le denomina tensión interfacial a la energía requerida para romper dicha membrana de separación que diferencia ambos líquidos, esta energía que existe entre ellos no les permite convertirse en una emulsión.
Eliminarpara medir la porosidad se emplean una serie de procedimientos que nombrare con un orden: 1. Medición de la porosidad en el laboratorio:
ResponderEliminarconsisten en determinar dos de los tres parámetros básicos de la roca (volumen total, volumen poroso y volumen de los granos). 1.1 Determinación del volumen total, 1.2 Determinación del volumen de los granos, 1.3 Determinación del volumen poroso efectivo. 2. Medición de la porosidad con registros de pozos (registro sónico, registro de densidad o registro neutrón)
Correcto Josue donde unos de los perfiles mas usado para calcular la porosidad son:
Eliminar• Densidad de la formacion (FDC)
• Sonico (SL)
• Neutrónico (NL)
Buenas noches compañeros, el método volumétrico se utiliza para calcular las reservas de un yacimiento petrolífero, pero sin tomar en cuenta el volumen directamente sino más bien la cantidad de reservas en sitio. Las reservas en sitio se calculan por medio de las fórmulas del POES (Petróleo Original En Sitio) y del GOES (Gas Original En Sitio).
ResponderEliminarHola buenos días amigo Domingo aporto que el método volumétrico utiliza valores puntuales que mejor representen a cada uno de los parámetro geológicos que caracterizan el yacimiento. Este consiste en una ecuación que nos permitirá por medio de algunos parámetros característicos del yacimiento predecir un estimado del contenido de hidrocarburos en una roca del yacimiento específica.
EliminarBuenos días Jean, quiero agregar que el método depende de parámetros del yacimiento como: el volumen de roca contenedora, la porosidad de la roca yacimiento y la saturación de los fluidos, donde es de gran importancia el volumen de roca, ya que es por éste parámetro que se caracteriza el método.
EliminarAmigo Domingo donde para determinar el volumen, es necesario partir de dos características importantes como lo son: el área del yacimiento y el espesor de la arena contenedora, donde el volumen será, en su más sencilla expresión el área por el espesor, para un estrato de arenisca tipo paralelepipedo.
EliminarEl analisis PVT se desarolla determinando el estado del fluido presente en el yacimiento a traves de los estudios experimentales para fluidos de yacimiento (PVT), se procede a recopilar y estudiar todo la informacion acerca del comportamiento de los mismos en funcion de las variaciones de la presion, temperatura y volumen.
ResponderEliminarAmigo Oscar aporto que 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. Donde existen dos formas que son: muestreo de fondo y muestreo por recombinación superficial.
EliminarBuenas Tardes Compañeros, en relación al tema de Análisis PVT en el muestreo de fondo se obtiene las características de los fluidos del yacimiento ( obtenidos en laboratorio por medio de estudios o analisis PVT). Pero lo mas importante es que se realiza al principio de la vida productiva del yacimiento. Para el muestro de fondo se necesita mínimo 3 metros representativos aproximadamente 600 centímetro al cubo y del separador de gas 3 cilindros de 20 litros.
EliminarBuenas noches Compañeros, con respecto al análisis de PVT, también podemos encontrar los parámetros PVT los cuales son un conjunto de valores que permiten relacionar los volúmenes de hidrocarburos presentes en el reservorio a las condiciones de presión y temperatura del mismo con los volúmenes de la misma masa a condiciones normales de presión y temperatura(14,7 lpca y 60°F).
EliminarEn Relación la Tema de Yacimiento,deposito o reservorio petrolífero es una acumulación natural de hidrocarburos en el subsuelo contenidos en rocas porosas o fracturada.Existen 2 tipos de yacimiento el Primario(cuando se encuentra en la misma roca en la que se ha formado) y el Secundario(cuando se forma en un sitio lejano y ha ido fluyendo hasta el lugar en el que yace ahora). En un yacimiento debe estar presente Fuente, Camino migratorio,Trampa,Almacenaje-Porosidad,Transmisibilidad-Permeabilidad.
ResponderEliminarBuenas tardes, el análisis de PVT relaciona tres parámetros básicos presión volumen y temperatura los cuales son los que gobiernan en gran parte el comportamiento de producción de un yacimiento petrolero. El análisis consiste en simular en el laboratorio el agotamiento de presión de un yacimiento volumetrico e isometrico midiendo exactamente los volumen del gas separados en cada decremento de presión. Durante las pruebas el volumen y la temperatura se mantienen constantes.
ResponderEliminarCompañera aporto diciendo que uno de los factores para tomar en cuenta los análisis PVT son: tipo de liberación gas-petróleo los cuales simulan los tipos de separación gas-liquido que ocurren durante la producción del gas condensado desde el yacimiento hasta los separadores, y se presentan 2 tipos: la liberación diferencia y la instantánea.
EliminarBuenas noches compañeros, con respecto al comentario del compañero Nelmari quiero aporta, que para la liberación diferencial la cantidad total de materia va variando a medida que se disminuye la presión, es decir; a medida que se va liberando gas dentro del cilindro este se va extrayendo.
EliminarCon respecto a la pregunta del facilitador de que es Tensión Interfacial es un líquido en contacto con otra sustancia (sólido, líquido o gas) posee una energía que es el resultado de la diferencia del grado de atracción de las moléculas de la superficie entre ellas con la del grado de atracción de otra sustancia. Por otra parte la Presión Capilar es a diferencia de presión a través de la interfase que separa dos fluidos inmiscibles, cuando se ponen en contacto en un medio poroso.
ResponderEliminarHola amigo Josue aporto que la presión capilar obtenidas de núcleos constituyen una forma de medir la distribución del tamaño de los poros. Donde tales curvas se obtienen a través de la inyección de mercurio en el núcleo conteniendo aire o también la inyección de petróleo en la muestra cuando esta contiene agua.
EliminarPara que se desarrolle un buen Análisis PVT tenemos que considerar:
ResponderEliminarPresión estática del yacimiento.
Presión fluyendo.
Presión y temperatura en 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.
En el laboratorio deben ser los siguientes parametros:
Amigo Josue algo importantes es, una vez que se determina el estado del fluido presente en el yacimiento a través de los estudios experimentales para fluidos de yacimiento (PVT), se procede a recopilar y estudiar toda la información acerca del comportamiento de los mismos en función de las variaciones de la presión, temperatura y volumen. Donde esto pasa a ser de vital importancia para la vida productiva del yacimiento.
EliminarBuena noches compañeros, excelente tu comentario jean carlos, no obstante debemos saber que para que el análisis PVT simule correctamente el comportamiento de un yacimiento es fundamental que la muestra sea representativa del fluido (mezcla de hidrocarburos) original en el sitio.
EliminarVerificar la validez de las muestras
ResponderEliminarComparar los datos de campo con los datos de laboratorio
Comparar las muestras tomadas en superficie mediante recombinado con las muestras tomadas de fondo.
Realizar los estudios completos del fluido por medio de los diferentes experimentos como son:
Agotamiento a composición constante (ACC).
Determinación de propiedades físicas como viscosidad, densidad entre otros.
El método de calculo volumetrico depende de parámetros del yacimiento como: el volumen de roca contenedora, la porosidad de la roca yacimiento y la saturación de los fluidos.Es de gran importancia el volumen de roca, ya que es por éste parámetro que se caracteriza el método.Para determinar el volumen, es necesario partir de dos características importantes como lo son: el área del yacimiento y el espesor de la arena contenedora, donde el volumen será, en su más sencilla expresión el área por el espesor, para un estrato de arenisca tipo paralelepípedo.
ResponderEliminarBuenas tardes. Las fuerzas capilares en un yacimiento de petróleo son el resultado del efecto combinado de las tensiones superficial e interfacial de la roca y fluidos, el tamaño y geometría del poro, y la mojabilidad característica del sistema.
ResponderEliminarBuenas Tardes:Las presiones capilares se pueden determinar para sistemas bifásicos de diferentes clases; de interés para la industria del petróleo están los sistemas de gas-salmuera, gas-aceite y aceite-salmuera.Las presiones capilares se miden comúnmente con uno de dos instrumentos: celdas de desaturación de plato poroso o centrífugas.Debido a que los tiempos de prueba son más cortos, la centrífuga es la técnica de prueba preferida.
EliminarAmiga acoto q siempre que 2 o más fluidos cohencita en un sistema de tubos capilares, la combinación de la tensión superficial y la curvatura debida a los tubos capilares hacen que las 2 fases experimenten diferentes presiones y a medida que las saturaciones relativas de las fases cambian, se ha encontrado que estas diferencias de presión también cambian
EliminarNelmari En la preparación de una muestra de núcleo para hacer la Prueba de presión capilar de drenaje, se extrae todo el fluido y la muestra se seca antes de saturarla con un fluido humectante bajo más alta presión. Para lograr un contraste entre el fluido humectante y el no humectante, generalmente se emplea un líquido para la fase humectante y un gas para la no humectante.
EliminarBuenas noches Monica, aporto a tu comentario que al momento de realizar las pruebas de presión capilar de drenaje tienden a duplicar la acumulación de petróleo en el yacimiento y se emplean para estimar las saturaciones iniciales de agua.
EliminarAclaro..!! que drenaje es el proceso mediante el cual se fuerza a una fase no-mojantea desplazar del medio poroso a la fase mojante.
En relación a permeabilidad es aquella que tiene la función de permitir el paso de fluidos al medio poroso, es decir la porosidad y la permeabilidad van juntas de la mano. Se necesitan ambas para que puedan realizar su función. Existen 3 tipos de permeabilidad: La absoluta,la efectiva y la relativa. La primera es aquella que mide un fluido cuando este satura 100% el medio poroso,la segunda mide un fluido que se encuentra en presencia de otro u otros fluidos que saturan el medio poroso y la ultima la relación entre la absoluta y la efectiva
ResponderEliminarUna de las características de yacimiento es la presión,que es necesario para poder ejercer un buen control en el desarrollo y la producción del mismo.Los valores de presión se obtiene a partir de ensayos en el pozo.Ademas se debe obtener una presión media del yacimiento partiendo de la extrapolación de la misma en la etapa de recuperación durante el cierre.
ResponderEliminarOtras características de los yacimientos es la viscosidad donde si la temperatura es alta la viscosidad es menor, la temperatura tiende a ser:En yacimiento de gas seco es mayor que la temperatura cricondentérmica, en yacimiento de gas húmedo igual que la primera, en yacimiento de gas condensado la temperatura se encuentra entre la temperatura crítica y la temperatura cricondentérmica.
ResponderEliminarTambién tenemos los mecanismo naturales de producción como características de los yacimientos, como lo son:
ResponderEliminarCasquete o empuje de gas.
Empuje por gas disuelto.
Empuje por agua hidráulica.
Empuje por gravedad.
buenas tardes compañeros los yacimientos minerales pueden presentarse, como ya se a leido anteriormente en dos aspectos complementarios de gran relevancia: los geológicos y los económicos. Cada uno de estos aspectos merece ser estudiado de forma autónoma, aunque coordinada, ya que se condicionan mutuamente.
ResponderEliminarLa porosidad es una medida de la capacidad de almacenamiento de fluidos que posee una roca y se define como la fracción del volumen total de la roca que corresponde a espacios que pueden almacenar fluidos
ResponderEliminarademas La porosidad se clasifica en:
EliminarPorosidad absoluta. Porosidad efectiva. Porosidad no efectiva. Porosidad primaria o intergranular.
Porosidad secundaria, inducida o vugular.
Buena noches compañero aylwin, quiero aportar que la Porosidad absoluta: Es aquella porosidad que considera el volumen poroso de la roca esté o no interconectado. Esta propiedad es la que normalmente miden los porosímetros comerciales.
Eliminarotra deficion de permeabilidad seria que es la capacidad que tiene un material de permitirle a un flujo que lo atraviese sin alterar su estructura interna. Se afirma 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.
ResponderEliminarTensión interfacial, un líquido en contacto con otra sustancia sólido, líquido o gas posee una energía que es el resultado de la diferencia del grado de atracción de las moléculas de la superficie entre ellas con la del grado de atracción de otra sustancia.. Este fenómeno se define como la cantidad de energía que hace falta para separar un área unitaria de una sustancia desde otra.
ResponderEliminarhola amigo tambien la tension interfacial (al igual que la superficial) puede reducirse con el uso de aditivos emulsificantes. Estas sustancias se acumulan en la zona de contacto de las dos fases de la emulsión, reduciendo la tensión interfacial. Las siliconas, por ejemplo, se utilizan en los aceites minerales para reducir la tension superficial y facilitar la formación de emulsiones.
Eliminarla presion capilar e define como la diferencia de presión a través de la interfase que separa dos fluidos inmiscibles, cuando se ponen en contacto en un medio poroso.
ResponderEliminarBuenas noches compañeros, aquí le dejo un link donde pueden buscar varias terminologías que existen sobre un yacimiento petrolero...
ResponderEliminarhttp://www.glossary.oilfield.slb.com/en/Disciplines/Well-Completions.aspx
Buenas noches amigos la fuerzas capilares en un yacimiento de Petroleo son el resultado del el efecto combinado de las tensiones superficial e interfacial de la Roca y fluidos, el tamaño y geometria del poro, y la mojabilidad caracteristica del sistema.
ResponderEliminarBeneficios de las pruebas de pozos.
ResponderEliminarLa caracterización de los yacimientos se realiza mediante diferentes técnicas como interpretación de registros, análisis de núcleos, sismicidad, interpretación de pruebas de pozo, entre otras. Las pruebas de presión constituyen una herramienta clave para la obtención de los parámetros característicos de los yacimientos de hidrocarburos.
Las pruebas de pozos se realizan para diagnosticar comportamientos no esperados de pozo o reservorio. Los resultados del análisis de la data de pruebas de pozo son usados para tomar decisiones de inversiones. Aunque también proveen información para establecer las características del reservorio, prediciendo el desempeño del mismo y diagnosticando el daño de formación.
Los operadores que llevan a cabo las pruebas en un pozo lo hacen para determinar ciertos parámetros del yacimiento y características del pozo, para predecir el comportamiento futuro del pozo o del sistema pozo-yacimiento. Estas pruebas son más beneficiosas cuando se realizan en la etapa de exploración. Descubrir nuevas reservas o prevenir la completación de pozos secos son de los principales objetivos de una prueba. Algunas veces la prueba se lleva a cabo para saber si hay suficiente hidrocarburo que justifique los costos de desarrollos de nuevos campos. Aunque las pruebas de pozos puedan ocasionar gasto de tiempo, bien vale el esfuerzo por la información que de las mismas se obtienen.
Autores: Jean Carlos Rodríguez y Christopher Marcano
Un yacimiento petrolero es el lugar donde se encuentra atrapado los hidrocarburos. Previo a las operaciones de perforación, los ingenieros determinan las características más importantes que sirven para hacer los cálculos de la perforación. Luego de que el pozo ha sido abierto, se emplean diferentes técnicas y pruebas que permiten averiguar los datos necesarios para saber el rendimiento del pozo y las condiciones en que se encuentre.
ResponderEliminarLas pruebas de pozos se aplican para obtener datos de rendimiento del pozo, entre estas tenemos pruebas de producción y las de presión.
El registro del pozo consiste en analizar la información obtenida del pozo y para ello se utiliza un diagrama del pozo de perfil, por lo que también el registro se conoce como perfilaje. Los principales tipos de registro son: De diámetro, eléctricos, radiactivos y de porosidad. Por medio de ellos se toman datos del pozo en base a mediciones y chequeos que no modifican en nada la estructura interna y geológica del mismo.
Los núcleos de perforación son muestras de rocas tomadas directamente del pozo, de allí el nombre; en las que la aplicación de técnicas permite predecir los parámetros de comportamiento del pozo en cuestión.
Prueba de pozos:
ResponderEliminarLas pruebas de pozos, son utilizadas para proveer la información que nos proporcionen las características del yacimiento, prediciendo el desempeño del mismo ydiagnosticando el daño de formación. El análisis de pruebas de pozo es uno de losmétodos más importantes disponibles para los ingenieros de yacimientos para establecer características de reservorio, tales como permeabilidad y compresibilidad, posición defronteras y fallas.
Registros de pozos petroleros:
Los registros de pozos de petróleo son técnicas geofísicas in situ, que se utilizan en las operaciones petroleras para obtener una mayor información de los parámetros físicos y geológicos del pozo, tales como; cantidad de petróleo móvil, saturación del agua en la formación, resistividad de las rocas, porosidad, etc.
A partir del análisis de los núcleos, se tienen un conjunto de datos muy valiosos para los diferentes especialistas relacionados con la ingeniería petrolera, como por ejemplo la litología, porosidad, permeabilidad, interfaces petróleo-agua, gas-petróleo y saturación de fluidos. Los análisis de núcleos deben establecerse con tiempo en programa de perforación. Autores: Oscar Delgado, Carlos Hidaldo.
Importancia de la prueba de pozos, registro de pozos petroleros y núcleos de perforación.
ResponderEliminarSe ha demostrado que la respuesta de la presión del yacimiento ante diferentes cambios en la tasa de flujo, refleja la geometría y las propiedades de flujo del yacimiento. Se basan en crear entonces una disturbancia de presión, mediante cambios de tasa, y medir las variaciones en la presión de fondo (pwf) en el tiempo, en uno o más pozos.
Las pruebas de presión se realizan con múltiples propósitos: Determinar la capacidad de la formación para producir hidrocarburos (permeabilidad, presión inicial), Evaluar presencia de daño a la formación, Determinar la naturaleza de los fluidos y posibles contactos, Identificar límites y barreras del yacimiento (fallas sellantes, límites estratigráficos) y Comunicación entre pozos.
Donde los registros de perforación de pozos, una grabación contra profundidad de alguna de las características de las formaciones rocosas atravesadas, hechas por aparatos de medición en el pozo lo que la hace una actividad muy importante en la exploración. Su principal función es la localización y evaluación de los yacimientos de hidrocarburos. Durante la perforación de los pozos se suele adquirir información acerca de las características de las formaciones que se van atravesando. Esto se puede hacer de forma directa mediante la toma de núcleos para la cual se utilizan varias técnicas importantes entre ellas destaca la perforación con coronas saca-testigo o "núcleos" que es una técnica altamente especializada y avanzada. El análisis de núcleos es parte muy importante del programa general de evaluación de n yacimiento, pues facilita la evaluación directa de sus propiedades y provee bases para la calibración de otras herramientas de evaluación, como los perfiles. No se le puede tomar núcleos a todos los pozos porque tal operación es costosa; sin embargo, los planes iniciales para el desarrollo de un yacimiento deben tomar en cuenta la extracción de núcleos en un número razonable de pozos. Estos deben seleccionarse de manera que cubran un área representativa del yacimiento.
Autores: Herrera Kervin y Sanabria Aylwin.
Prueba de pozos: Esta es importante ya que permite determinar parametros del yacimiento como productividad, permeabilidad, porosidad, limites o fronteras, daño a la formacion (efecto skin), entre otros parametros, sin embargo cada prueba de pozo tiene una finalidad especifica, por lo tanto sirve para diversos fines una prueba bien tomada sirve como una excelente herramienta para caracterizacion de los yacimientos. Afecta factores de modo que los altera con la finalidad de llevar a cabo las mediciones, los factores que afectan son: presion de yacimiento, presion de cabezal, flujo.
ResponderEliminarUn núcleo consiste en una muestra de roca tomada del pozo a una profundidad específica, por medios especiales, preservando su estructura geológica y sus características físicoquimicas de la mejor manera posible, con la finalidad de realizar análisis petrofísicos y geológicos. Se obtienen generalmente mediante la perforación de la formación con un taladro rotatorio de sección transversal hueca, corte de porciones de paredes, corte con herramientas de cable y con fluidos de perforación.
Autores : Nelmari Tovar y Monica Alvarez