Ingeniería de Yacimientos

La mojabilidad es una propiedad roca-fluido la cual se puede definir como el ángulo de contacto que forman los fluidos con respecto a la superficie sólida de la roca, es decir, es la capacidad que tienen los fluidos de adherirse a la roca en presencia de otros fluidos inmiscibles, tratando de ocupar la mayor cantidad de superficie sólida posible. Con esta propiedad podemos determinar propiedades macroscópicas como la permeabilidad relativa, la presión capilar entre otras. Es importante saber cual es la fase mojante y no mojante en un yacimiento, para así determinar si es hidrófilo (el agua sería la fase mojante) u oleófilo (el petróleo sería la fase mojante). Para evaluar la mojabilidad en un yacimiento existen diferentes tipos de métodos, entre los que se tienen los cuantitativos como lo son el método de Medición de ángulo de contacto y el de Amott-Harvey, y los cualitativos como Análisis de las curvas de permeabilidad relativa, Pruebas de imbibición espontánea, y Pruebas de adhesi

Las pruebas de laboratorio de yacimientos de petróleo o gas, son aquellas que nos permiten explorar, desarrollar y producir eficientemente recursos de un hidrocarburo, como también nos ayudan a reforzar la completa evaluación de la formación y del yacimiento en un momento dado en las áreas de perforación, completación y producción. Existe una gran variedad de pruebas de laboratorio, entre ellas están los análisis especiales de núcleos, estudios detallados de fluidos del yacimiento ( PVT ) y servicios corrosión e incrustaciones. ANÁLISIS ESPECIALES DE NÚCLEOS Estos se utilizan para la caracterización del yacimiento, para permitir mejores predicciones de la explotación del yacimiento a partir de muestras de núcleo, para evaluar cualquier efecto perjudicial al exponer el yacimiento a fluidos extraños y para evitar o eliminar problemas de producción. Entre ellas están: La Porosimetría por Inyección de Mercurio , proporciona una excelente evaluación cualitativa de la estructura de la gar

Es una técnica que emplea microorganismos y sus productos metabólicos para la estimulación de la producción de petróleo en ciertos reservorios, esta consiste en la inyección de microorganismos seleccionados dentro del reservorio y la posterior estimulación y transporte de sus productos metabólicos generados in situ a fin de obtener una reducción del petróleo residual dejado en el reservorio. Estos microorganismos pueden actuar como agentes movilizantes de petróleo residual o agentes tapón para aislar selectivamente zonas no deseadas del reservorio. Reseña Histórica El primer trabajo descubridor en este campo fue realizado por Beckmann in 1926. A pesar de ello, poco fue hecho hasta que ZoBell comenzó una serie de investigaciones sistemáticas de laboratorio en los años 40. Las ideas y resultados presentados en los artículos de ZoBell marcaron el comienzo de una nueva era en la investigación de la microbiología del petróleo. Su trabajo se centró en la factibilidad de separar petróleo de l

La herramienta de inducción en serie (AIT por sus siglas en inglés) es extensamente utilizada para medir la resistividad de la formación en presencia del lodo a base de aceite (OBM por sus siglas en ingles). La medidas de resistividad se mantienen influenciadas por el proceso de invasión de filtrado de lodo que toma lugar bajo las condiciones de perforación. En el caso de OBM, el filtrado de lodo que esta invadiendo es miscible con el petróleo de la formación. Como una condición de miscibilidad del fluido resulta en cambios de la capacidad de densidad del fluido y la viscosidad del fluido, por medio de eso alternando la fase movible aparente en la región cercana del hoyo. Dentro de la zona de transición capilar, cambios adicionales en la saturación del fluido en deuda a la invasión ocasionada por la presencia de agua movible. La saturación de fluido puede también ser alterada por la variación de la movilidad de la fase de petróleo. De esta manera, conseguimos exactamente el efecto del

El petróleo, es una mezcla compleja que consiste predominantemente en hidrocarburos livianos y pesados, y además contiene compuestos no hidrocarburos tales como: azufre, nitrógeno, oxígeno, y helio como componentes menores. Las propiedades físicas y químicas de petróleos crudos varían considerablemente y son dependientes de la concentración de varios tipos de hidrocarburos y de los componentes no hidrocarburos presentes en la mezcla. Una descripción exacta de las propiedades físicas de petróleos crudos es de considerable importancia en la solución de problemas de la ingeniería de yacimientos. Las propiedades físicas de interés primario en el estudio de la ingeniería de petróleo incluyen: - Gravedad específica del fluido. - Presión de punto de burbuja. - Relación gas-petróleo. - Factor volumétrico de formación del petróleo. - Factor volumétrico de formación total. - Compresibilidad del petróleo. - Viscosidad del petróleo. Los datos sobre la mayor parte de estas propiedades por lo g

El proceso HASD, “Horizontal Alternating Steam Drive” o Desplazamiento con vapor en pozos horizontales de forma alternada, es un proceso de recuperación térmica que integra tecnología de pozos horizontales, con inyección cíclica e inyección continua de vapor y es una opción interesante para mejorar la explotación de yacimientos de crudos pesados y extrapesados, en arenas delgadas y muy delgadas, donde la eficiencia térmica y la construcción de pozos para la aplicación de otros métodos de recuperación térmica como SAGD e ICV, se ven comprometidos. El método HASD fue aplicado mediante el método numérico a las arenas delgadas del área de San Diego, del bloque Junín, con el fin de generar la mejor simulación que maximizara el petróleo producido y redujera la relación Vapor/Petróleo. Lo resultados reflejados generaron un incremento significativo del petróleo recuperado con respecto a la producción en frío, es decir, sin que se produzca un calentamiento en el yacimiento. Proceso HASD Consist

El gas natural es una mezcla homogénea de hidrocarburos, en su mayoría livianos como el metano y etano y en menores proporciones propano butano y otros hidrocarburos más pesados. Además contiene impurezas como el H2S, N2, CO2, He y vapor de agua. El factor volumétrico de formación del gas, Bg, es un parámetro que relaciona el volumen que ocupa un gas condiciones de presión y temperatura de yacimiento con el volumen que ocupa la misma masa de gas en superficie a condiciones estándar (14,7 psia y 60ºF). Se puede expresar: Debemos recordar que el comportamiento de los gases está determinado por la ecuación de estado de los gases. Sin embargo, esta ecuación hace distinción entre los denominados gases ideales y gases reales. Un gas ideal es aquel modelo en el cual el volumen que ocupan las moléculas es insignificante con respecto al volumen ocupado por el gas, se desprecian las fuerzas de atracción y repulsión entre las moléculas o entre las moléculas y las paredes del recipiente que las co

Porosidad Para definir porosidad es necesario saber que un poro es el espacio entre las partículas que conforman un cuerpo sólido, los cuales pueden ser macroporos o microporos. Conociendo que las rocas reservorios por excelencia son las arenas, las cuales, por lo general, están constituidas por macroporos que dan una idea de buena porosidad, entonces se puede decir que Porosidad es la relación entre el volumen de los poros con respecto al volumen total de la roca y hace referencia al almacenamiento de los fluidos en la roca. La porosidad puede clasificarse: Según la conexión entre los poros: · Absoluta: toma en cuenta tanto los poros interconectados como los no interconectados, es decir, es el volumen poroso total de la roca. · Efectiva: sólo toma en cuenta el volumen existente en los poros interconectados. · No efectiva: hace referencia al volumen existente en los poros no interconectados Según su origen: · Primaria: es la porosidad que adquiere la roca cuando ocurren los proce