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