Ingeniería de Yacimientos

Los estudios se realizaron en el Pozo HYH0478 (H-E5-P11) del bloque Ayacucho, campo Huyaparí del área Hamaca en la Faja Petrolífera del Orinoco. En el área del Bloque H, la formación Oficina (Mioceno medio) se encuentra discordantemente sobre el complejo ígneo-metamórfico denominado Escudo Guayanés (Pre-Cámbrico). Sobre esta formación descansan la formación Freites (Mioceno superior) y la formación Las Piedras (Plioceno). Regionalmente el Terciario inferior y el Cretáceo superior, representados por las formaciones Merecure, Tigre y Canoa, se encuentran infrayacentes a la formación Oficina, acuñándose contra el Basamento al Norte del área de Hamaca. El HYH0478 (H-E5-P11) es el pozo horizontal perforado con la sección tangente de mayor longitud en toda la historia de perforación de la Faja Petrolífera del Orinoco, con longitud de 1605’MD de sección tangencial y con una extensión de 600’MD para el punto de aterrizaje en las arenas T/U1 del yacimiento S-U3 MFH2 Formación Oficina, esto se r

Los estudios se realizaron en el pozo UD-806 altamente inclinado, el cual posee 84º de inclinación ubicado en el Campo Urdaneta, de PDVSA Occidente. Este pozo se encuentra en el yacimiento URD-01, perteneciente a la formación Misoa B-X de arenas no consolidadas, Mediante la perforación de pozos altamente inclinados con sarta direccional se han podido tomar los registros de Resistividad y Gamma Ray, en el hoyo de producción a través del Logging while drilling (LWD) en tiempo real, sin embargo hay algunas áreas en donde no se dispone de registros de Densidad-Neutrón y Caliper, los cuales permiten caracterizar mejor el yacimiento. En estas áreas tratar de implementar “la Tecnología Shuttler, la cual consiste en bajar con tubería los registros “encapsulados” con una tubería que le sirve como garage hasta la profundidad programada, para luego liberar la misma, y proceder a registrar.”, sería una excelente solución. La tecnología Shutller asegura la protección y bienestar de las herramientas

La acumulación de arena y sólidos en los pozos perjudica significativamente la pro­ducción de petróleo y gas. De hecho, prácticamente la mitad de las operaciones con tubería flexible (TF)(1) conllevan trabajos de limpieza de pozos para la remoción de los escombros. La integración innovadora de equipos, los programas de computación, los sistemas de limpieza a base de fluidos y la vigilancia rutinaria de los tratamientos ayuda a los ingenieros a reducir el costo y el riesgo de las operaciones de limpieza de pozos y restituye la producción en menos tiempo. El movimiento de la arena y la acumulación de escombros pueden producir un impacto consi­derable sobre el flujo de fluido. En la superficie, un río puede depositar un volumen tan grande de limo que llega a obstaculizar su propio flujo, modificando su curso y amenazando quizás las zonas agrícolas y las comunidades. De un modo similar, en un pozo, el influjo de arena puede afectar o detener el flujo de petróleo proveniente de un yacimien

Se realizaron los estudios y se aplico la tecnología en el campo Mara, que se encuentra a 50 Km de la ciudad de Maracaibo, estado Zulia, al oeste de Venezuela. Se trabajó con una profundidad promedio de 6500 pies. El principal reto a vencer fue la construcción de los pozos en el campo Mara, debido a que su litología presenta microfracturas naturales interconectadas y de gran complejidad geomecánica que dificultan la construcción de las trayectorias de perforación. Esto trajo como interés el encontrar nuevas tecnologías que permitieran ser aplicadas con éxito, por lo tanto se utilizó la técnica de perforación cerca al balance con lodos gasificados y utilización de herramientas direccionales adecuadas a este sistema de fluidos. Planteamiento del problema Condición bajo balance “Condición en la cual la presión ejercida por la columna hidrostática del fluido de intervención es diseñada para ser menor que la presión de formación, permaneciendo dentro de un rango fijo. Se le permite al pozo

El desarrollo de la primera prueba piloto SW-SAGD en la Faja Petrolífera del Orinoco, se realizó específicamente en la Arena TL, Yacimiento MFB-15 del Campo Bare. SW-SAGD (DRENAJE GRAVITACIONAL ASISTIDO POR VAPOR EN UN POZO) “Es un método de recuperación térmica que consiste en inyectar vapor en un pozo horizontal a través de una tubería aislada. El vapor forma una cámara cuyo calor es transferido principalmente por conducción a los alrededores del yacimiento. El petróleo en la vecindad de la cámara es calentado, reduciendo su viscosidad y aumentando su movilidad. Simultáneamente el petróleo calentado es drenado a través de una sarta de producción instalada en el mismo pozo.” Criterios de aplicación de la tecnología SW-SAGD A nivel de yacimiento se tenían las siguientes especificaciones • Grandes reservas recuperables de petróleo sin drenar. • Profundidad <> • Presión actual <> • Espesor promedio> 30 pies. • Viscosidad > 600 cPs. • Porosidad > 20%. • Permeabilid

Los hidrocarburos son producidos a través de pozos y suelen aprovechar el efecto de los mecanismos de empuje presentes en el yacimiento. Antes de iniciar la explotación, los fluidos se encuentran confinados a altas presiones y temperaturas. Cuando se perfora un pozo, se crea un diferencial que permite la expansión del sistema roca-fluidos, lo cual empuja a los hidrocarburos hacia la superficie. A medida que la producción continúa el yacimiento va perdiendo energía, hasta que llega el momento en que se requieren inversiones económicas adicionales para mantener su producción a través de nuevos mecanismos. Los proyectos posibles incluyen la implantación de procesos de recuperación secundaria y/o mejorada, el uso de sistemas artificiales de producción para llevar el aceite del fondo de los pozos hacia la superficie y la optimización de las instalaciones superficiales de producción. Yacimientos con empuje por gas en solución Éste es el principal mecanismo de empuje para aproximadamente la t

Reestimación del ángulo de navegación a través del cálculo del buzamiento aparente, en pozos horizontales o de alto ángulo perforados en yacimientos de poco espesor. Formación las piedras, campo Orocual, Distrito norte, Venezuela El Campo Orocual de la formación las piedras presenta un ambiente de tipo fluvial en planicies deltaicas, caracterizada por espesos depósitos de planicie s de inundación y depósitos arenosos de canales anastomosados con baja densidad de apilamientos. Hacia los bordes de la cuenca los depósitos están formados por intercalaciones de arcillas y arenas finas de 15 a 20 pies de espesor ricas en crudos pesados y extrapesados con gravedades entre 8° y 12° API. Los depósitos presentan buzamientos entre 0 y 6 grados normalmente en sentido Sur-Sureste, Sur-Suroeste hacia el norte de la cuenca y Nor-Noroeste, Nor-Noreste hacia la zona sur le la cuenca creando una especie de embudo debido a que este patrón estructural responde a la estructura de colapso (hoyo Orocual) ub

El Campo Corocoro se encuentra ubicado en las aguas superficiales de las costas del oriente de Venezuela en el Golfo de Paria entre las coordenadas 10°0′y 10°15′de Latitud Norte y entre 62°15′y 62o37′de Longitud Oeste. Para el desarrollo del campo se han perforado pozos direccionales de alto ángulo que parten desde una plataforma de producción WHP la cual posee una macolla de 24 slots para la cual fue necesario utilizar un taladro Autolevadizo JackUp de 2000 HP tipo Cantiliever con capacidad de desplazamiento en macollas. Las trayectorias requeridas en función a la perforación desde las plataformas evitando colisiones, las características geológicas estructurales y las coordenadas objetivo, dieron lugar a pozos direccionales altamente complejos y de tortuosidad elevada Tortuosidad: Es la Severidad de Pata de Perro (DLS) Acumulada para un plan o trayectoria de pozo perforado, el cambio total de DLS es positivo siempre y cuando se esté tumbando ángulo Severidad Pata de Perro “Dog Leg Se

En distintos campos petroleros, el agua suele percibirse como un mal necesario. Si bien el agua a menudo impulsa la produccion primaria e interviene en la produccion secundaria, el exeso de agua producida representa un pasivo y un costo significativos para las compañías productoras de petróleo y gas. Esta agua producida nos representa un gran problema a la hora de tener una buena producción de hidrocarburos. Entre estos problemas se pueden mencionar diez en específico que se muestran por grado de compleji­dad. El corte de agua elevado puede ser el resultado de uno o más tipos de problemas. La información ya disponible debería utilizarse pri­mero para diagnosticar los problemas relacionados con el exceso de agua producida. La resolución de los problemas menos comple­jos en primer término permite mitigar el riesgo y reducir el tiempo requerido para la recupera­ción de la inversión. En la Fig. 1 se muestran dichos problemas en su orden de complejidad. Fig. 1 1.- Fuga en la tubería de prod

El MicroCore es una nueva tecnología, creada por el Departamento de Investigación y Desarrollo de la empresa TOTAL (Francia), enfocada en la realización de una nueva mecha, la cual ya fue probada con éxito, con la que se pueden recoger los llamados tapones o núcleos, estos son cortados con la misma tecnología que se ha utilizado actualmente pero son expulsados a través del espacio anular y se recogen en la zapata. Una vez q estos tapones son recogidos en superficie se pueden realizar pruebas como con cualquier núcleo. Estos no interfieren con el desarrollo de las pruebas y no son alterados por la composición del lodo en el que viajan a superficie y tampoco son alterados por los impactos que reciben durante el viaje. Esta técnica ayuda a reducir los viajes que tiene que hacer la tubería para cambiar la mecha. Además se mejora el impacto sobre la formación ya que hay una mejor distribución del peso sobre la mecha. Aunado a esto, se plantea el desempeño de la perforación y el muestreo en

La perforación en aguas profundas se define como las operaciones de extracción de hidrocarburo costa afuera. Los procesos de perforación, al igual que la perforación en Tierra, involucran el uso de un taladro y una cuadrilla de perforación, pero en este caso hay que tomar en cuenta los riesgos que involucra estar en el mar y mitigar los movimientos de las unidades de perforación. Se clasifica de acuerdo a la profundidad del agua en la cual se está perforando bajo los siguientes parámetros: Perforación en Aguas Someras (0-300) metros Perforación en Aguas Profundas (300-1500) metros Perforación en Aguas Ultaprofundas (>1500) metros Los factores que hay que estudiar antes de perforar Costa Afuera (OffShore) son los siguientes: estudio del fondo marino (sísmica somera), datos meteoceanográficos (estudios de las propiedades del agua), apoyo logístico (es lo más importante). La clasificación de las unidades de perforación Costa Afuera que se utilizan en la actualidad y sus propiedades son

Potencial de los procesos EOR. Se estima que para el año 2020, EOR representará el 50% de la producción mundial, el cual es patrón de participación es de un 55% para los proyectos térmicos, 35% para los de inyección a gases y 10% para los químicos. En Venezuela el proceso dominante es la inyección cíclica de vapor con una producción cercana a los 200.000 BPD, destacándose las producciones de los Campos Lagunillas, Tía Juana y Bachaquero, las cuales han generado ganancias extraordinarias para el país. Venezuela está programando el inicio de proyectos de inyección de nitrógeno en el occidente y oriente del país, en un futuro cercano para complementar o sustituir proyectos de inyección de gas natural. Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA) realiza esfuerzos para mejorar el recobro de los yacimientos que contienen crudos livianos y medianos. De los 10 proyectos planificados, 9 incluyen laboratorios integrados de campo. Objetivos de la aplicación de los métodos EOR. “Después de la producción p