Producción de Metano a partir de Hidratos

Los depósitos de hidratos de gas alojan volúmenes copiosos de hidrocarburos. Las estimaciones oscilan a través de varios órdenes de magnitud pero el volumen de gas contenido en las acumulaciones de hidratos de gas se considera mayor que el que contienen las reservas conocidas de gas de todo el mundo. 

Estas acumulaciones a menudo se encuentran en lugares del mundo que carecen de reservas convencionales, lo cual genera potencialmente un nuevo nivel de auto-suficiencia en países que dependen de importaciones de petróleo y gas. La promesa que encierra esta fuente de energía sin explotar está instando a diversos grupos del gobierno y la industria a poner en marcha procesos de investigación detallados sobre el desarrollo de los hidratos de gas.

Además de su rol potencial como fuente de energía, los hidratos de gas pueden plantear riesgos para las operaciones de perforación, amenazar el aseguramiento del flujo, afectar la estabilidad del fondo marino y almacenar o liberar gases de efecto invernadero. Si bien todos son temas igualmente importantes, este análisis se centra en las ventajas de los hidratos de gas como fuente de suministro de gas natural para las necesidades energéticas futuras.

Fuente:

Desarrollos en hidratos de gas, Birtchwood, et al, 2010 (Oilfield Review)

Caraceterización de Afloramientos-Detras de Afloramientos (Outcrop-Behind Outcrop)

Los registros de pozos y datos sísmicos dan excelente información estratigráfica y estructural pero no resuelven aspectos de pequeña escala vertical y lateral que pueden controlar la producción de petroleo y gas. La caracterización de afloramientos y detrás de afloramientos (Outcrop-Behind Outcrop) mejora la comprensión de los reservorios del subsuelo.

¿Porque Caracterización de afloramientos para estudios sobre reservorios?

Las herramientas comunes para desarrollar modelos del subsuelo, tales como la sísmica, los registros de pozos y la toma de núcleos de perforación dan una excelente resolución vertical de datos, pero las correlaciones pozo a pozo suelen ser complicadas conduciendo a una incerteza de la resolución lateral. La sísmica 3D puede aportar una excelente información acerca de la geometría de los cuerpos sedimentarios, sin embargo, aspectos estratigráficos y estructurales claves que pueden llegar a controlar la producción de un campo pueden estar por debajo de la resolución de esta herramienta. Las pruebas de pozo, suministran información de las propiedades del reservorio, pero sin embargo permanece una considerable incertidumbre sobre qué exactamente esta controlando los resultados de las pruebas de pozo, particularmente cuando existen barreras al flujo de fluidos.

Recientemente, los estudios de afloramientos han vuelto a ganar notoriedad para mejorar el entendimiento sobre las propiedades de los reservorios (continuidad, conectividad, arquitectura, etc) que pueden afectar el comportamiento del mismo.

Herramientas para la caracterización de Afloramientos-Detrás de Afloramientos (Outcrop-Behind Outcrop)

Una clave para llegar a buenos resultados es encontrar afloramientos apropiados y de gran continuidad que puedan llenar el vacío en la interpretación que dejan los estudios de perfiles y  datos sísmicos. En el pasado, las principales herramientas para el geólogo de campo eran, el martillo, la lupa, la brújula y una cinta de medición. Ahora, se hace necesario mejorar la adquisición de información de los afloramientos por medio de la obtención de datos dentro del afloramiento, de tal forma que estos puedan extrapolarse a reservorios de subsuelo con datos que normalmente manejan los geólogos de reservorios. Esta necesidad de conversión de datos de afloramientos a datos de subsuelo ha generado una variedad de nuevas herramientas y técnicas que incluyen fotomosaicos para interpretación workstation, perfiles sónicos y de gamma ray del afloramiento, así como adquisición sísmica, toma de núcleos y registros detrás del afloramiento.

Fuente:

Este post es un resumen de la introducción de el articulo de Slatt, et al, 1998:
Outcrop-Behind Outcrop Characterization of Thin-bedded Turbidites for Improved Understanding of Analog Reservoirs: New Zealand and Gulf of Mexico

Diagramas de Fases de Yacimientos de Hidrocarburos

Un diagrama de fases de los fluidos de un yacimiento esta representado por tres variables: presión, volumen y temperatura (PVT).

Un hidrocarburo se encuentra en una sola fase si la presión y la temperatura están fuera de la envolvente de fases. Dentro de la envolvente, coexisten dos fases. Cerca de la curva del punto de burbujeo, la fase gaseosa corresponde predominantemente a metano, pero ingresando más en la región de dos fases, otros componentes livianos e intermedios ingresan en la fase gaseosa.

De un modo similar, los primeros componentes líquidos que se separan después de atravesar el punto de rocío (presión mínima a la cual se forma la primera gota de liquido) son los componentes más pesados; los componentes más livianos pasan a la fase líquida en las condiciones que prevalecen más allá de la curva del punto de rocío. Este fenómeno es importante cuando se muestrean fluidos de gas condensado: una vez que un fluido ingresa en la región bifásica, los componentes pesados se pierden en la fase líquida.

La condición de presión y temperatura en la cual se unen las curvas del punto de burbujeo (puntos de la fase liquida en la cual aparecen las primeras burbujas de gas) y la del punto de rocío se denomina punto crítico. En este punto, la densidad y la composición de las fases líquida y gaseosa son idénticas. La temperatura máxima a la cual pueden coexistir dos fases se denomina cricondetérmica. Usualmente, la temperatura de un yacimiento es casi constante—a menos que se inyecten en el mismo fluidos fríos o calientes de manera que la mayoría de los yacimientos que se están agotando siguen una trayectoria vertical descendente en un diagrama de fases de presión y temperatura. Si la temperatura del yacimiento se encuentra entre la temperatura del punto crítico y la cricondetérmica, se puede separar líquido de la fase gaseosa dentro del yacimiento. Éstos se denominan yacimientos de gas condensado o de condensado retrógrado. El gas presente en un yacimiento con a la disminución de la presión y de la temperatura en el sistema de producción, o como gas seco si no se sep una temperatura superior a la cricondetérmica se conoce como gas húmedo si se separa líquido debidoara líquido ya sea en el yacimiento o en el sistema de producción.

Fuente:
Análisis de hidrocarburos en el pozo (Oilfield Review) 

Mas sobre Diagramas de Fases:
http://ingenieriadeyacimientos2.blogspot.com.es/2009/10/introduccion.html
http://yacimientos-de-petroleo.lacomunidadpetrolera.com/2008/10/diagrama-de-fases-de-yacimientos-de.html
http://actualidad-petrolera.blogspot.com.es/2009/10/parametros-pvt-y-tipos-de-yacimientos.html

Panorama 360° en Salazar de las Palmas

Televiewer: (factores que influencian los datos)

El televiewer recopila muchos datos. Esto produce sensibilidad para la velocidad de registro.Es necesario optimizar las resoluciones horizontales y verticales para garantizar una respuesta de alta calidad. La resolución depende del diámetro de la perforación, la cantidad de lodo y / o el agua contaminada y por lo tanto esto es para cada pozo particular. Dependiendo de los sistemas transductores de alta o baja frecuencia  la resolución posible y el diámetro se pueden determinar. Sistemas de  transductores de baja frecuencia reducen la resolución y diámetro alcanzable. El registro acústico sólo se puede correr cuando hay un fluido en el pozo. Sin embargo, el lodo provoca la atenuación de la señal, ya que la energía del pulso es absorbida y dispersada. 

La magnitud de la atenuación depende del peso del lodo. La calidad es pobre en hoyos de 8,5 "con pesos superiores a 1,62 g/cm3 y en lo que corresponden a hoyos de 12,5" a un peso superior a 1,25 g/cm3. La reflexión y la atenuación de la señal también es debido a la impedancia entre el lodo y la pared del pozo. Sin embargo, la herramienta no deberían utilizarse con densidades de lodo por encima de 1,7 a 1,9 g/cm3. El contraste necesario en la impedancia hace la herramienta útil para rocas duras como calizas rocas cristalinas. 

El desenrollado de imágenes distorsiona la apariencia de la características. Las características verticales y horizontales se muestran mas cercanas a la realidad en la imagen desenvuelta. Las capas buzantes se representan como sinusoides. La forma de una capa buzante desenvuelta se muestra en la figura. El buzamiento real se puede determinar de la forma y el tamaño del sinusoide.

Una superficie de buzamiento se presenta como un sinusoide desde el que puede medirse el buzamiento real de una capa. Los buzamientos de mayor pendiente se indican con mayor amplitud de onda senoidal. 

Fuente: Optical and Acoustic Televiewer Limestone Classification in the Copenhagen Region by use of borehole geophysics (AnnM. Fugl-Meyer, 2007)

Televiewer (Tiempo de Viaje y Amplitud)

Fuente: Optical and Acoustic Televiewer Limestone Classification in the Copenhagen Region by use of borehole geophysics (AnnM. Fugl-Meyer, 2007)

El televiewer acústico es un registro de imagen donde los datos se muestrean alrededor del pozo y desde estos se crea una imagen.

El televiewer acústico transmite vibraciones ultrasónicas desde un transductor piezoeléctrico y el sonido es reflejado a la pared del pozo. la señal acústica es reflejada de vuelta al transductor y la amplitud y el tiempo de viaje se registran para cada punto de muestreo. Hoy en día, una señal digital se registra y se envía boca de pozo para su posterior análisis. Los valores presentados (la creación de las imágenes) no son las medidas reales, sino que expresan sólo la amplitud o el tiempo de viaje y por lo tanto son adimensionales. Las imágenes son creadas por definición de un color determinado para un cierto intervalo de valores. La coloración y el filtrado de la las mediciones se puede ajustar en un programa de software para el procesamiento de datos. El muestreo se realiza muchas veces  horizontalmente, y en un alto índice vertical formando una imagen densa. Los puntos de muestreo se definen a través de una división operativa de el pozo en intervalos regulares verticales y horizontales: una matriz de píxeles. Cada píxel tiene un punto de muestreo obteniéndose una medición de la amplitud y el tiempo de viaje. Según el diámetro de la perforación, los tamaños de pixeles pueden variar. Para registros acústicos la resolución vertical es de 2 mm, mientras que la resolución horizontal es mejor con un punto de muestreo por cada grado, es decir, un píxel es de aproximadamente 1,3 mm × 2 mm. La orientación de las imágenes es proporcionada por tres acelerómetros y un magnetómetro de 3 ejes. La orientación de las imágenes se puede determinar y sincronizar. Las  imágenes se "desenrollan"  y se presentan como una superficie plana.

Tiempo de Viaje:

El tiempo de viaje es el tiempo para la secuencia: emisión, reflexión y vuelta al transductor. Este parámetro describe la forma y el diámetro del pozo. Las rupturas pueden ser fácilmente identificadas por los elevados valores de tiempo de viaje. Las cavidades también se pueden identificar si no hay retorno de la señal. La izquierda de la figura. En la figura se aprecia las rupturas por los colores mas oscuros.

Amplitud

El registro de la amplitud ilustra la reflexión de la respuesta acumulada durante en un lapso predefinido de tiempo. Las fracturas, visualizadas como áreas más oscuras, son características típicas que se identifican  a través de los registros acústicos, estas pueden ser identificadas tanto por la amplitud y los registros de tiempo de viaje. En la siguiente figura el color amarillo designa formaciones duras.

La amplitud de la señal reflejada depende de las propiedades de la pared en la que se refleja. La reflexión varía con la diferencia de impedancia entre el fluido del pozo y la pared. Dado que la impedancia en el fluido del pozo es constante en todo el perfil, se puede expresar como el cambio relativo en la litología 

y las propiedades físicas de las que depende la impedancia en  la pared del pozo.

La impedancia acústica se define por la velocidad de onda P y la densidad:

Impedancia I = Vp · ρ 

El bulk density, el grado de dureza, módulo de Young y velocidad acústica están relacionados. Las formaciones duras dan reflexiones con una gran amplitud, ya que la mayoría de la señal se refleja; por lo tanto la amplitud de la señal acústica está relacionada con la resistencia de la roca, es decir, al modulo de  Young. Por tanto, es posible investigar el grado de dureza a partir del registro de amplitud.

Televiewer (Imagenes Acusticas del Pozo)

Es un instrumento que trabaja con el principio de las señales acústicas para registrar imágenes de las paredes de un pozo. Un transductor que rota dentro de un ensamble centralizado, emite y registra una señal de alta frecuencia acústica y a medida que avanza dentro del pozo colecta una espiral de datos de las paredes del mismo.

La herramienta recopila mediciones de tiempo de viaje y amplitud de señal de retorno. El tiempo de viaje es el periodo desde la emisión hasta la llegada a la sonda de la señal y esta depende de las propiedades del lodo de perforación y el diámetro del pozo. La amplitud es la señal reflejada que es función del lodo de perforación  diámetro del pozo, microrugosidad de las paredes del pozo y contraste de impedancia acústica.

Estos datos se convierten a imágenes y se orientan para permitir una interpretación. Los datos de amplitud usualmente proveen mejor calidad de imágenes que los datos de tiempo de viaje. La gran ventaja de los Televiewers es que ellos se comportan bien en lodos resistivos, a diferencia de muchos dipmeters y registros de imágenes resistivas, así como en formaciones que tienen un comportamiento resistivo como las evaporitas. (Fuente: http://www.taskgeoscience.com/glossary.asp?id=20)

Modo de Operación:

El aparato es centrado en el pozo y comienza a registrar hacia arriba a una velocidad promedio de 90 m/h. Dos transductores piezoeléctricos se han montado en un eje central el cual rota tres veces por segundo transmitiendo un pulso de alta frecuencia 600 veces por cada rotación. La frecuencia central de los transductores esta en el rango de los 400 KHz a 1.5 MHz. Las frecuencias mas altas revelan mayores detalles de las paredes de un pozo con superficies suaves y las mas bajas penetran mejor produciendo una mejor imagen si se presenta una rugosidad en las paredes del pozo.

Fuente: The Borehole Televiewer and the Fomation Microscanner (Ralph Schaar)