OilandGas

pruebas de produccion

2010-08-18T16:24:00.000-07:00

4.1.- Definición

Son pruebas que se realizan con el fin de evaluar parámetros fundamentales para la caracterización adecuada del reservorio.

Para tal efecto se necesita registrar las presiones de fondo fluyentes y estáticas, a su vez las temperaturas de fondo de pozo. Para el registro de presiones se utiliza el memory gauge.

Las pruebas de producción se realizan en pozos gasíferos y petrolíferos antes de ponerlos en producción definitiva con la apertura del árbol de navidad para orientar el flujo pasando por los choques hasta los sistemas de separación.

4.1.1.- OBJETIVOS DE LAS PRUEBAS

- Establecer los parámetros definitivos de producción en lo que respecta al caudal y las presiones que se controla en boca de pozo.

- Regular las condiciones óptimas de explotación con el control de la RGP en función al programa específico diseñado para el pozo.

Estas pruebas se realizan en forma obligatoria de acuerdo con las normas de explotación tanto en pozos exploratorios como en pozos de desarrollo. En este último caso las pruebas se ejecutan una vez concluida la terminación del pozo y periódicamente en cualquier etapa de producción para chequear el comportamiento de flujo que va variando con el tiempo de explotación. Las pruebas de producción se clasifican en dos tipos:

1. Pruebas de producción en pozos petrolíferos.
2. Pruebas de producción en pozos gasíferos.

La selección del tipo de prueba depende del análisis que se realiza a las variaciones de las permeabilidades en la matriz de las rocas que influyen en el tiempo de estabilización del caudal cuando los pozos son abiertos a la producción.

Así por ejemplo, las formaciones de baja permeabilidad requieren mayores períodos de aplicación de choqueo para alcanzar la estabilización de flujo y por el contrario las de elevada permeabilidad requieren menor tiempo para su estabilización.

4.2.- PRUEBAS DE PRODUCCIÓN EN POZOS PETROLÍFEROS

Se clasifican en los siguientes tipos:

a) Pruebas de productividad
b) Pruebas periódicas
c) Pruebas de restitución de presiones.

4.2.1.- Pruebas de productividad

Estas pruebas se realizan en pozos nuevos recién terminados con el objeto de controlar su comportamiento al flujo, en función de los parámetros de producción establecidos. Para la realización de estas pruebas se utiliza un juego de choques de diferentes dimensiones que son aplicados por períodos definidos hasta obtener la estabilización del flujo en boca de pozo para valores de presión de surgencia y caudal calculados en el programa de terminación. El período de estas pruebas dura entre 48 y 72 horas con un número de choques variable entre 4 y 6 de distintos diámetros de los cuales se elige el choque adecuado con el que el pozo trabajará durante toda la etapa de producción por flujo natural. Este tipo de pruebas varía también con el tipo de pozos donde el tiempo de aplicación es menor en pozos de desarrollo y mayor en pozos exploratorios.

4.2.2.- Pruebas periódicas

Que se utilizan para controlar y verificar las condiciones normales de flujo en pozos en cualquier etapa de producción. Para este efecto se programa para cada pozo períodos de control de flujo, a fin de detectar las variaciones que pueden presentarse en los valores del caudal y presión en boca de pozo e introducir los correctivos necesarios de acuerdo a los resultados que se obtengan con las operaciones de choqueo y estabilizar las presiones, los caudales y los parámetros relacionados con la RGP y RAP.

4.2.3.- Pruebas de restitución de presiones

Se practican después de largos períodos de explotación y que puede ser cada 12 meses, 18 ó 24 meses y tiene como objetivo principal el de controlar después de cada período el grado de declinación de las presiones de pozo y sus efectos en los factores de recuperación.

En general mediante las pruebas de restitución se lleva el control de la vida del yacimiento y las arenas productoras mediante la confección de las curvas de declinación vs caudales de producción anual, para determinar en que período el pozo va alcanzar el límite de su explotación por flujo natural y para ingresar a programar en unos casos los métodos artificiales y en otros casos la recuperación secundaria, que consiste en restaurar presiones mediante inyección de energías

artificiales como la energía hidráulica o de gas por ejemplo, y restituir presiones para continuar con los sistemas de producción.

4.3.- PRUEBAS DE PRODUCCIÓN EN POZOS GASIFEROS

Estas pruebas tienen los siguientes objetivos:

- Medir la capacidad de entrada de los fluidos de formación al fondo de pozo con un máximo caudal permisible.

- A pozo abierto verificar y registrar los datos de las presiones de fondo de pozo, la temperatura de fondo, estado de las permeabilidades, detección de presencia de daños y el radio definitivo de drenaje del pozo, para la determinación de estos parámetros se corre registros a pozo abierto tomando en cuanta todos los factores de seguridad industrial.

Las pruebas de producción en pozos gasíferos se clasifican en dos tipos:

Primero.- Pruebas de contrapresión ó de punto múltiple.- Son denominados también pruebas multipunto, que consiste en hacer fluir el pozo utilizando distintos diámetros de choque hasta obtener con cada uno de ellos caudales y presiones que se acerquen a la estabilidad. Este tipo de pruebas se aplica en yacimientos de mediana y alta permeabilidad en los caudales el tiempo mínimo de estabilización fluctúa entre 8 y 12 hrs. en pozos de desarrollo y mayores a 12 hrs. en pozos exploratorios.

En la secuencia de operaciones, estas pruebas son las siguientes:

• Abrir pozo para orientar flujo de gas al quemador con caudales máximos hasta obtener producción de fluido limpio.

• Cerrar pozo hasta que se estabilice las presiones, el período de cierre varía entre 8 y 12 hrs. Estabilizada la presión se baja a fondo de pozo bomba amerada para medir exactamente los valores definitivos de la presión de fondo de pozo y la presión fluyente en fondo de pozo.

ANÁLISIS DE LA HIDRÁULICA DE LA PERFORACIÓN CON

2009-09-24T17:22:00.000-07:00

La perforación con revestimiento es una tecnología
emergente que permite perforar y revestir de forma
simultánea. La sarta de revestimiento se usa para
transmitir energía mecánica e hidráulica a la broca
y el pozo se perfora por la rotación de ésta o se usa
un motor de fondo.
Al perforar con revestimiento la geometría de la
trayectoria del fluido es diferente a la que se tiene
en la perforación convencional, por dentro del
revestimiento no se tienen restricciones y las
pérdidas de presión son muy pocas. Por el
contrario, el anular ofrece mayor restricción al flujo
y las pérdidas de presión son más altas que las que
se dan en anulares convencionales.
En este trabajo se presentan los principios de este
tipo de perforación partiendo de conceptos básicos
de la perforación convencional y teniendo en
cuenta dos parámetros importantes en la
perforación de pozos estrechos: la rotación de la
sarta y la excentricidad de la tubería en el hueco.
Combinando todo esto se llega a predecir la
hidráulica de la perforación con revestimiento para
visualizar las diferencias en las pérdidas de presión
debidas a estos factores.
El objetivo de este trabajo es realizar un estudio de
la hidráulica de los fluidos en la perforación con
revestimiento teniendo en cuenta factores
particulares que afectan la presión de circulación en
el fondo del pozo.
En general, los resultados encontrados muestran un
mayor efecto de la excentricidad que de la rotación,
tanto sobre el cálculo de las pérdidas de presión
anulares como del área total óptima de boquillas.

Funciones del fluido de perforacion

2009-09-23T17:56:00.000-07:00

1. Control de presiones de formación.
2. Levantar los recortes del pozo.
3. Suspensión y descarga de recortes.
4. Obturación de las formaciones permeables.
5. Mantenimiento de la estabilidad del agujero.
6. Minimizar los daños a la formación.
7. Enfriamiento y lubricación del trepano y la sarta.
8. Alivianar el peso de la herramienta
9. Transmisión de energía hidráulica a herramientas y al trepano.
10. Asegurar la evaluación adecuada de la formación.
11. Facilitar la cementacion y la completacion.
12. Control de la corrosión.
13. Minimiza el impacto ambiental.

CONGRESO INTERNACIONAL DE HIDROCARBUROS Y MEDIO AMBIENTE

2009-09-01T15:21:00.001-07:00

CONGRESO INTERNACIONAL DE HIDROCARBUROS Y MEDI AMBIENTE

2009-09-01T15:21:00.000-07:00

DETERMINCACION DEL FILTRADO T REVOQUE

2009-08-23T13:25:00.000-07:00

Revoque (Cake)
Es una parte del lodo, que impulsado por la bomba circula por el espacio anular comprendido entre la pared del varillaje y la de la perforación, se filtra a través de ésta, depositando en la misma partículas coloidales que forman una costra (cake).
Esta costra proporciona una cierta cohesión a las formaciones en contacto con la perforación ayudando a sostener sus paredes al mismo tiempo que las impermeabiliza, dificultando el paso del lodo hacia los acuíferos. Es por ello que un buen lodo debe permitir la formación de esta costra.
Por tanto, la costra debe ser resistente e impermeable. Resistente para que no sea fácilmente erosionable por el roce de la sarta o columna de perforación, e impermeable para que su espesor se mantenga dentro de estrechos límites, compatibles con el mantenimiento del diámetro de la perforación. Esto no ocurriría si el agua libre del lodo se filtrase continuamente a través de la costra, aumentando el espesor de ésta con el depósito continuo de partículas coloidales.
La capacidad de construir el "cake" de un lodo depende del agua libre de éste, así como de la permeabilidad de las paredes del sondeo. Para estimar estas capacidades se utiliza un filtro-prensa normalizado, haciéndose pasar el lodo durante 30 minutos, con la prensa tarada a una presión máxima de 7 kg/cm2. Un lodo de perforación de buenas características, no debe dejar pasar más de 20 cm3 de filtrado, formando un cake de espesor comprendido entre 5 y 8 mm

enlace
http://rapidshare.com/files/270665573/DETERMINACI_N_DE_FILTRADO_Y_REVOQUE.doc

PROCESAMIENTO DEL GAS NATURAL

2009-08-23T13:18:00.000-07:00

El gas natural es un combustible fósil gaseoso, que contiene básicamente metano, pero que incluye también cantidades significativas de etano, propano, butanos y pentanos.
El gas natural contiene impurezas como nitrógeno, dióxido de carbono, helio e hidrógeno sulfurado.
En las corrientes de gas natural, también se han detectado presencia de metales como el mercurio.

CLHB, AirBP y Chaco, tras arbitrajes contra el Estado

2009-07-17T13:39:00.000-07:00

Las empresas propietarias de AirBP, Chaco y la Compañía Logística de Hidrocarburos Boliviana (CLHB) comunicaron al Gobierno su intención de recurrir al arbitraje internacional en busca de la compensación por la nacionalización de sus acciones, informó ayer el presidente de YPFB, Carlos Villegas.
British Petroleum es dueña de Chaco, a través de la argentina Pan American Energy (PAE), y de AirBP; en tanto que CLHB era de propiedad de la sociedad germano-peruana Oiltanking-Graña Montero. "Todas ya han presentado notas que expresan intenciones de un probable arbitraje", aseguró el ejecutivo.
El arbitraje se enmarca en los Tratados de Protección Recíproca de Inversiones que Bolivia suscribió con Perú, en el caso de CLHB y Argentina para el tema de Chaco; AirBP se ampara en el acuerdo con el Reino Unido.
Según Villegas, estos procesos van a ser enfrentados por el ministro Héctor Arce y YPFB y el Ministerio de Hidrocarburos coadyuvarán y acompañarán los procesos.
Como acciones de apoyo, la estatal contratará consultoras para evaluar las acciones de AirBP y CLHB. En tanto que en el caso de Chaco, el Ministerio de Defensa Legal del Estado señala que PAE ya anunció su intención de negociar una ‘justa compensación’.
La CLHB fue nacionalizada el 8 de mayo del año pasado, por Decreto Supremo 29554; AirBP fue nacionalizada el 1 de mayo del 2009.
Al respecto, los analistas energéticos ven riesgos para el Estado boliviano porque estos procesos internacionales pueden derivar en el embargo del patrimonio nacional.
Recuerdan que en el último año, Argentina experimentó casos similares y perdió más de una decena de ellos.
El ex superintendente de Hidrocarburos Hugo de la Fuente recomendó no enfrentar estos procesos porque se violó la seguridad jurídica de las empresas.

2009-07-06T15:45:00.000-07:00

APUNTES DE REFINACION

2009-06-24T05:41:00.000-07:00

El desarrollo de los diferentes procesos de refino ha respondido desde un principio a la necesidad de producir mayor y mejor calidad de productos sin olvidar las exigencias medioambientales cada vez más restrictivas, con el objetivo de incorporar el máximo valor añadido al producto refinado al mínimo costo posible.
En general, cada refinería se alimenta de varios crudos de distinta procedencia y, por tanto, de distintas características, seleccionados previamente teniendo en cuenta sus precios de adquisición y los rendimientos de las distintas fracciones que van a proporcionar los productos finales que demanda el mercado, de forma que se obtenga el máximo beneficio de explotación
En cualquier caso, la rentabilidad del negocio del refino depende de una gran cantidad de factores.
Junto con todas las inversiones asociadas al proyecto, existen RIESGOS ASOCIADOSa la evolución de los precios:
la regulación de los productos
la promoción de combustibles alternativos
las restricciones ambientales sobrevenidas
Además, en el caso del petróleo, la evolución de los precios está sometida a una gran volatilidad debido a la actuación de la OPEP y a factores geopolíticos de difícil valoración
A pesar de la variabilidad de los distintos factores que afectan a la rentabilidad de una refinería, es posible optimizar la misma durante su funcionamiento en base a una adecuada utilización de los recursos disponibles:
Tipos de crudo disponibles
Unidades de conversión de la refinería
Además de tener en consideración las restricciones que se puedan imponer exteriormente, por ejemplo de tipo ambiental.
Dada la complejidad de los procesos involucrados, se suele llevar a cabo una formulación matemática que recoja las distintas variables involucradas y que permita tanto una visión de la gestión a corto plazo como la planificación a más largo plazo
La medición del resultado económico de la actividad de refinación se realiza mediante un indicador que, generalmente, aunque existen diversas metodologías de cálculo, se mide como margen de contribución (ingresos por ventas totales menos costos de aprovisionamiento y otros costos variables) en valores unitarios expresados en $US/barril.
Los costos de inversión de una refinería adaptada a la actual demanda son 4 veces superiores a los de una refinería simple de 1970 y el doble de una convencional de 1980.
El costo de inversión de una refinería depende principalmente de la capacidad de destilación y de la complejidad de la misma
Los análisis potenciales de mejora de estos márgenes, siempre llegan a la conclusión de que las actuaciones más interesantes están en los márgenes brutos (diferencia entre el valor de los productos obtenidos del crudo procesado en una refinería y el costo de dicho crudo puesto en la refinería) y que es, tanto en la selección adecuada de crudos como en la mejora de los rendimientos, donde pueden conseguirse resultados tangibles inmediatos, mientras que la reducción de los costos operativos, aunque no despreciable, tiene posibilidades mas limitadas.
En la estructura de costos operativos, destaca la participación de la energía, que concentra casi la mitad de dichos costo
El margen de refinación permite medir cómo de competitiva es, comparativamente, una refinería o un sistema de refino en función de su esquema.
Su eficiencia en la planificación operativa, al carácter deficitario o excedentario de los productos finales comercializados en su ámbito geográfico de influencia y, obviamente, de la gestión y eficacia operativa de los gestores.
El análisis y seguimiento de los márgenes de refinación es consecuentemente, un elemento esencial en la gestión de la industria del refino.No existe una metodología única de cálculo de los márgenes, por lo que es altamente improbable que los márgenes de una compañía coincidan con los de cualquier otra aun cuando pudieran estar utilizando una misma calidad de crudos como materia prima.En función de la ubicación geográfica y del carácter excedentario o deficitario de sus productos, cada refinería calculará los precios de los productos refinados en términos CIF o FOB o una combinación de ambos, o empleará como mercado de referencia (dentro de Europa) el NWE (North West Europe) o el MED (Mediterráneo).
En caso de Bolivia, el WTI.

Diversos organismos (incluida la Agencia Internacional de Energía, que sirve de referencia a nivel internacional) y entidades financieras, además de consultoras especializadas, calculan en base a sus propios parámetros y metodología, los márgenes de refinación.
Utilizando como referencia los Márgenes de la AIE,los márgenes de refinación se han venido incrementando desde el año 2002 impulsados por la demanda de productos refinados, que ha crecido de forma más rápida que la capacidad de producción de la industria refinera.
Esta coyuntura de márgenes crecientes ha favorecido especialmente a las refinerías con mayor grado de conversión debido a la apertura del diferencial entre crudos de mayor calidad respecto a los crudos más pesados y con mayor contenido en azufre.
Por mercados, el incremento de los márgenes europeos ha sido más evidente en el mercado del Mediterráneo que en el del Mar del Norte, debido básicamente a la ampliación del diferencial de precios de los respectivos crudos de referencia (Ural y Brent) y al especialmente elevado déficit de gasóleos en el ámbito mediterráneo.
Los productos derivados del crudo de petróleo, para poder ser comercializados a consumidor final, deben ajustarse a unos parámetros técnicos y medioambientales de obligado cumplimiento a los que se denomina especificaciones.
Las instituciones comunitarias han venido adoptando sucesivas directivas orientadas a la fijación de especificaciones, cada vez más estrictas, de los diferentes productos petrolíferos, con el fin de mejorar la calidad del aire y proteger el medioambiente
Productos Regulados:
Gasolina Especial
Gasolina Premium
Gasolina de Aviación
Diesel Oil
Jet Fuel Se venden en el Mercado Interno, los precios sonreguladospor el Estado
Kerosene
Productos No Regulados:
Crudo Reconstituido
Aceites Lubricante Se venden en el Mercado Interno, pero principalmente en el ercado Externo, los precios no sonreguladospor el Estado
Asfalto
Excedentes de productos
Modelo de optimizacion economica para el calculo de las tarifas parar el servicio de refinación
Maximizar el ingreso para el Estado
Asignar crudo a las refinerías
Calcular la tarifa de servicio de cada refinería (carburantes y lubricantes)

Capitulo 11111111
Mezcla compleja de hidrocarburos líquidos,compuesto en mayor medida de carbono ehidrógeno, con pequeñas cantidades denitrógeno, oxígeno y azufre, formado por ladescomposición y transformación de restosanimales y vegetales que han estado enterrados a grandes profundidades durante varios siglos.Mezcla compleja no homogénea dehidrocarburos insolubles en agua Mezcla de hidrocarburos que se encuentran enforma natural, generalmente en estado líquido,que pueden incluir compuestos de azufre,nitrógeno, oxígeno, metales y otros elementos
PETROLEO: Los hidrocarburos que en condicionesnormalizadas de temperatura y presión se presentan
en estado líquido, así como la GASOLINA NATURALy los HIDROCARBUROS LIQUIDOS que se obtienenen los procesos de separación del gas.
HIDROCARBUROS: Son los compuestos de carbonoe hidrógeno, incluyendo los elementos asociados, quese presentan en la naturaleza, ya sea en el suelo o enel subsuelo, cualquiera sea su estado físico, que
conforman el GAS NATURAL, PETROLEO y susPRODUCTOS DERIVADOS, incluyendo el GAS
LICUADO DE PETROLEO producido en refinerías y plantas de extracción de licuables. GAS NATURAL: Son los hidrocarburos, conpredominio de metano, que en condicionesnormalizadas de presión y temperatura se presentanen la naturaleza en estado gaseoso. GAS LICUADO DE PETROLEO (GLP): Es la mezcla
de propano y butano en proporciones variables. ElGLP es producido en plantas y refinerías.
PRODUCTOS DERIVADOS DEL GAS: Son los
productos que provienen de la separación y/o industrialización del gas. PRODUCTOS REGULADOS: Cualquier productoderivado de los hidrocarburos que tiene un precio final regulado por la autoridad competente
PRODUCTOS REFINADOS DE HIDROCARBUROS:
Son los productos denominados carburantes, combustibles, lubricantes, grasas, parafinas, asfaltos, solventes, GLP y los sub-productos y productos intermedios que se obtienen de los procesos de Refinación del Petróleo.
REFINACION: Son los procesos que convierten el Petróleo en productos denominados carburantes, combustibles, lubricantes, grasas, parafinas, asfaltos,solventes, GLP y los sub-productos y productos intermedios que generen dichos procesos.
INDUSTRIALIZACION: Son las actividades de transformación química de los hidrocarburos y los
procesos industriales y termoeléctricos que tienen por finalidad añadir valor agregado al Gas Natural:
Petroquímica, Gas a Líquidos (GTL), producción de fertilizantes, úrea, amonio, metanol y otros.
LICUABLES DEL GAS NATURAL: Hidrocarburos que en las Plantas de Extracción pasan al estado líquido.
Propano y butano (componentes del GLP) y pentanos y superiores (componentes de la Gasolina Natural

Regalamento para la construccion yoperación de refinerias planta petroquimicas y unidades de proceso
Decreto supreno 25502
ARTICULO 1.- El presente Reglamento está orientado a establecer las normas y disposiciones para el diseño,
construcción, operación y mantenimiento de Refinerías, Plantas Petroquímicas y Unidades de
Proceso de hidrocarburos, donde se efectúan procesos de refinación de petróleo, producción de aceites lubricantes y grasas, asfaltos naturales, productos petroquímicos básicos y el procesamiento de gas
natural y condensado
REFINERIA: Es el conjunto de instalaciones definidas como Unidad ó Unidad Integrada, que refinan Materia
Prima, para transformarla en productos intermedios y terminados .
También se incluyen las facilidades correspondientes a estación de bombeo y transferencia, playa de tanques, haz de cañerías, cargaderos, separadores de aceite, plantas de mezclado de productos químicos, teas, líneas de explotación e instalaciones auxiliares, que forman una misma industria rodeada por un vallado común, incluso cuando existan playas de tanques de almacenamiento, cargaderos de camiones o vagones cisternas separados del resto de las instalaciones y cada uno con su vallado particular, siempre que estén unidos por tuberías con las unidades de proceso y recinto principal.
UNIDAD DE PROCESO: Es el conjunto de equipos e instalaciones donde se efectúan una serie de operaciones físicas y químicas destinadas a separar, purificar ó cambiar la estructura molecular de la Materia Prima en productos intermedios y finales Está conformada por uno o varios procesos físico
químicos que constituyen una operación completa determinada. Cada unidad toma el nombre del proceso que le es más característico o representativo de su función principal tal como: Unidad de Destilación de Crudo, Unidad de Reformación Catalítica de Gasolina, Unidad de Cracking Catalítico, Unidad de
Alto Vacío, Unidad de desparafinado de aceites, Unidad de hidroterminado de aceites, etc

PLANTA PETROQUIMICA: Instalaciones destinadas aprocesos que permiten reestructurar las moléculas delos hidrocarburos en polímeros, resinas, plásticos,fertilizantes etc. los cuales son comúnmente denominados como productos petroquímicos.
GAS LICUADO DE PETROLEO (GLP): Hidrocarburos que, a condiciones normales de presión y temperatura, se encuentran en estado gaseoso, pero a la temperatura normal y moderadamente altas presiones
son licuables. Está compuesto usualmente de mezclas de propano, propileno, butanos y butilenos. Se le
almacena en estado líquido, en recipientes a presión
los requisitos son :
autorización de construccion
evaluacion trecnica operativa
licencia de operación
regalamento de calidad de lubricantes y carbuirantes d s 24673
CAPITULO 2
El petróleo es una sustancia aceitosa de color oscuro ala que, por sus compuestos de hidrógeno y carbono,
se le denomina hidrocarburo. El petróleo es un líquido insoluble en agua y de menor
densidad que ella. Dicha densidad está comprendidaentre 0.75 y 0.95 gr/cc. Sus colores varían del amarillo
pardusco hasta el negro. Hidrocarburo que puede estar en estado líquido o en
estado gaseoso. En el primer caso es un aceite al quetambién se le dice crudo. En el segundo se le conoce
como gas natural.
En cuanto al gas natural, está constituidopreponderantemente por metano, que es el más simplede los hidrocarburos pues contiene un solo átomo decarbono. En menos proporción puede contenerhidrocarburos dehasta 4 átomos de carbono y,además, anhídrido carbónico e impurezas como
sulfuro de hidrógeno. Los combustibles fósiles son fuente de energía cuandosus moléculas de hidrocarburo, entrando encombustión en combinación con el aire dentro de unmotor, caldera o turbina, generan calor
El problema de la génesis del petróleo ha sido, pormucho tiempo, un tópico de investigación de interés.
 Se sabe que la formación del petróleo esta asociada aldesarrollo de rocas sedimentarias, depositadas en
ambientes marinos o próximos al mar, y que es elresultado de procesos de descomposición deorganismos deorigen vegetal y animal que en tiemposremotos quedaron incorporados en esos depósitos
1ra ETAPA
 Depósitos de organismos de origen vegetal y animal seacumulan en el fondo de mares internos (lagunas
marinas). Las bacterias actúan, descomponiendo losconstituyentes carbohidratos en gases y materiassolubles en agua, y de esta manera son desalojadosdel depósito. Permanecen los constituyentes de tipo ceras, grasas y
otras materias estables, solubles en aceite
2da ETAPA
 A condiciones de alta presión y temperatura, se desprende CO2 de los compuestos con grupos
carboxílicos, y H2O de los ácidos hidroxílicos y de los alcoholes, dejando un residuo bituminoso.
 La continuación de exposiciones a calor y presión provoca un craqueo ligero con formación de olefinas(protopetróleo).
3ra ETAPA
 Los compuestos no saturados, en presencia decatalizadores naturales, se polimerizan y ciclizan para
dar origen a hidrocarburos de tipo nafténicos yparafínicos. Los aromáticos se forman,presumiblemente, por reacciones de condensaciónacompañando al craqueo y ciclizacion, o durante ladescomposición de las proteínas.
CONCLUSION.-
 Podemos concluir que a pesar de las innumerablesinvestigaciones que se han realizado, no existe una
teoría infalible que explique sin lugar a dudas el origendel petróleo pues ello implicaría poder descubrir losorígenes de la vida misma.
Clasificacion
Composición
Este tipo de clasificación depende estrictamente de la presencia de ciertos componentes químicos en el
petróleo, así como de la unión de éstos en elementos más complejos. Su importancia radica en las características particulares que cada uno de estos elementos le añade al petróleo.

PARAFINICO: cuyo componente principal es el compuesto químico llamado parafina.
Son muy fluidos y de color claro. Proporcionan una mayor cantidad de nafta (usada para
obtener solventes de pintura, productos de lavado al seco o gasolinas) y lubricantes que
los otros tipos de petróleo en el proceso de refinació (metano etano propano)
oleofinicos

NAFTENICO: siendo sus componentes principales los naftenos. Son petróleos mas
viscosos y de coloración oscura.

AROMATICO: siendo sus componentes principales los anillos bencénicos ehidrocarburos aromáticos. Son petróleos muy viscosos y de coloración oscura.Generan una gran cantidad de residuos tras el proceso de refinación.
Densidad
La referencia que sustenta esta clasificación es lagravedad API (del Instituto de Petróleo Americano),que es una “medida de densidad”. La densidad es una propiedad física que mide lacantidad de masa contenida en un determinado
volumen. La Gravedad API se basa en la comparación de ladensidad del petróleo con la densidad del agua, esdecir, se busca determinar si el petróleo es más livianoo pesado que ésta última. La clasificación propuestapor el Instituto de Petróleo Americano indica que a una mayor gravedad API el petróleo será más liviano
Cabe indicar que los petróleos ligeros son también losmás requeridos en el mercado, y al mismo tiempo los
de mayor precio, ya que los costos tanto de extraccióncomo de refinación son menores encomparaciónconpetróleospesados. Así, se da una relación directaentre la gravedad API y la calidad del petróleo,petróleos más ligeros tienen una mayor calidad, yrequieren de menores costos para ser aprovechadosque aquellos más pesados. PETROLEO DENSIDAVEDADAPI
Extrapesado >1.0 10
Pesado 1.0 – 0,92 10,0 – 22,3
Mediano 0,92 – 0,87 22,3 – 31,1
Ligero 0,87 – 0,83 31,1 – 39
Superligero < 0,83 >

Contenido de azufre El azufre es uno de los componentes que estánpresentes en los hidrocarburos.
 Su presencia en los hidrocarburos implica la necesidadde mayores procesos de refinamiento, y por ende unmayor costo final, razón por la cual la presencia deazufre es también un determinante del valor comercialdel petróleo.
PETROLEO DULCE (Sweet Crude Oil), es aquel quecontiene menos de 0.5% de contenido de azufre.
Es un petróleo de alta calidad y es ampliamente usadopara ser procesado como gasolina.
 PETROLEO AGRIO (Sour Crude Oil), es aquel quecontiene al menos 1% de contenido de azufre en su
composición.Debido a la mayor presencia de azufre su costo derefinamiento es mayor, razón por la cual es usado
mayormente en productos destilados como el diesel,dado su menor costo de tratamiento

curva astmCurva acumulativa dedistribución de puntos deebullición. Estas curvas tienen forma
de S, con un punto deinflexión coincidente conel máximo de lagaussiana asoc
Equipo de destilación
empaquetado
tbp Esta metodología cuenta con reflujo de condensados, deforma de lograr el equilibriomas próximo al ideal
 Con un volumen de 3000 cm3, se puede lograr una separación de los cortes y así poder estudiar cada uno de ellos
vaporizacion flas
Vaporización continua de equilibrio.Expresa el % vaporizado de un petróleo o derivado enfunción de la temperatura de equilibrio

PUNTO DE INFLAMACIÓN Y CALOR DE COMBUSTIÓN

2009-06-24T05:39:00.000-07:00

1. OBJETIVO.-
1.1 OBJETIVO GENERAL:
Determinar la calidad del petróleo, gas natural y sus derivados en cuanto se refiere a características de seguridad industrial (Punto de Inflamación) y la comercialización de los mismos (Calor de Combustión).
1.2 OBJETIVO ESPECIFICO:
Calcular el punto de inflamación de un determinado corte de petróleo.
Mediante este calculo verificar la relación del punto de inflamación con el calor de combustión
2. MARCO TEORICO:
2.1.-PUNTO DE INFLAMACIÓN
Se denomina punto de inflamación de un líquido a la temperatura mínima a la cual vapores de hidrocarburos que se desprenden forman con el aire que se encuentra sobre el líquido, una mezcla que se inflama al acercársele una llama. El punto de inflamación se determina calentando en un recipiente adecuado la fracción de petróleo y acercando a la atmósfera que se encuentra sobre el líquido que se calienta, una llama de dimensiones prefijadas y verificando la temperatura de inflamación a intervalos de 1°C., para derivados con punto de inflamación inferior a los 100°C.; y cada 2°C. para derivados con punto de ebullición superior a los 100°C. La descripción del método A.S.T.M.-D 93-22, por ejemplo, sirve para la determinación del Punto de Inflamación del Fuel Oil, en un aparato llamado "Pensky-Martens".
La temperatura mínima a la cual se produce el encendido (se observa una llama sobre el líquido), se denomina punto de inflamación. Este calentamiento puede hacerse en un recipiente abierto como aparato de CLEVELAND, y a este punto de inflamación se denomina "punto de inflamación en vaso abierto", o bien puede realizarse en recipiente cerrado , Pensky-Martens
MÉTODOS PARA LA DETERMINACIÓN DEL PUNTO DE INFLAMACIÓN:
MÉTODO DE COPA CERRADA PENSKY – MARTENS
Probador de Inflamación Pensky-Martens Closed Cup

2.2 MÉTODO DE PRUEBA
Para determinaciones del punto de inflamación de lubricantes, aceites lubricantes, líquidos conteniendo sólidos y líquidos suspendidos que tienden a formar una superficie de film durante la prueba.
Probador de Inflamación Pensky-Martens Closed Cup.
- Conforme con ASTM D93 y especificaciones relacionadas
-Preferencia de unidad eléctrica o gas.
Determina puntos de inflamación para una extensa gama de productos por método a copa cerrada con agitador de muestra a baja velocidad. Usado extensivamente en regulaciones para detección de contaminación de materiales volátiles e inflamables en aceites de gasolina y aceites lubricantes. y para caracterización muestras peligrosas.
Mecanismo operador se abre y aplica una llama al mover un botón. Cubierta cabe sobre copa de latón e incluye llama piloto. Punto de referencia para llama de prueba. agitador incorporado y férula de termómetro de latón chapado.
Modelo electrónicamente calentado con un calentador de nickel-cromo con control de variable para precisa proporción de temperaturas. Unidad del calentador esta encerrada en una caja de acero inoxidable con aberturas de enfriamiento. Incluye receptáculo y switcch para accesorios agitador de baja velocidad.
Modelo calentado por gas tiene quemador natural de gas hecho de nickel chapado de latón. (especifique cuando ordene ). Ambos modelos están montados en una base de hierro segura. sst iron base.
Ámbito y Aplicación: El método 1010 Utiliza el probador d COPA CERRADA PENSKY – MARTENS para determinar el punto de inflamación de residuos líquidos, incluyendo aquellos que tienden a formar una película superficial bajo las condiciones del método. Este método también se utiliza para determinar la inflamabilidad de los residuos líquidos que contienen sólidos suspendidos no filtrables.
Resumen del Método: La muestra se debe calentar a una velocidad constante y lentamente, con agitación continua. Una llama pequeña se debe aplicar a la copa a intervalos regulares, interrumpiendo simultáneamente la la agitación. El punto de inflamación corresponderá a la temperatura más baja a la que, la aplicación de la llama, inflama el vapor sobre la muestra.
Aparatos y Materiales:
Probador de COPA CERRADA PENSKY – MARTENS, según se ilustra en la figura.
Termómetros: se deben usar tres termómetros estándares con el PROBADOR DE COPA CERRADA PENSKY – MARTENS como sigue:
Para pruebas en las que lecturas indicadoras caen dentro de los limites de 10 a 60 °C, se debe usar un termómetro de rango bajo PENSKY – MARTENS, cuyo rango varie entre -5 a 110°C o equivalente.
Para pruebas en las que lecturas indicadoras caen dentro de los límites de 60 a 140 °C, se debe usar un termómetro de rango medio PENSKY – MARTENS, con un rango entre 20 a 150 °C o equivalente.
Para pruebas en que las lecturas indicadas caen entre 130 a 370°C, se debe usar un termómetro de alto rango PENSKY .- MARTENS, con un rango alto o medio.
Reactivos
Calibración: El p – xileno debe conformarse a las siguientes características:
Gravedad especifica de 0.860 mínima hasta 0.866 como máxima, (15.56 /15.56°C).
Rango de ebullición: 2°C desde el comienzo del secado, punto caundo se prueba de acuerdo co el método D850 o D1078 de la ASTM. El rango debe incluir el punto de ebullición del p – xileno puro, que es de 138.35°C.
Pureza: 95 % como mínimo con punto de congelamiento de 11.23 °C, calculado de acuerdo a el método D1016 de la ASTM, a partir del punto de congelamiento determinado experimentalmente mediante el método D1015 de la ASTM.
Muestreo, Preservación y Manejo: Se pueden obtenr puntos de inflamación erróneamente altos se no se toman precauciones para evitar la perdida de material volátil. No se deben abrir los recipientes en forma innecesaria, ni hacer transferencias a menos que la temperatura de la muestra este por lo menos 8 °C por debajo del punto de inflamación esperado. No se deben usar para estos métodos de prueba recipiente dañados ( con fugas)
No se deben guardar muestras en recipientes plásticos(polietileno, polipropileno), ya que el material volátil puede escapar por las paredes del envase.
Obtener una muestra de acuerdo con las instrucciones entregadas en el método D 4057 de la ASTM.
Las muestras de residuos muy viscosos pueden ser calentadas hasta que estén razonablemente líquidas antes de ser probadas. Sin embargo, ninguna muestra se debe calentar a una temperatura superior a 17 °C por debajo del punto de inflamación esperado.
Si la muestra contiene agua, esta se puede eliminar ya sea con cloruro de calcio o simplemente por filtración (papel filtro o algodón absorbente seco). Se puede calentar la muestra pero no por periodos prolongados y además teniendo la precaución de que la temperatura se mantenga siempre 17 °C por debajo del punto de inflamación esperado.
Nota: Si se sospecha que la muestra contiene contaminantes volátiles, se debe omitir el tratamiento descrito anteriormente.
Calibración: Determinar el punto de inflamación del p – xileno. Cuando el probador esté operando adecuadamente, se obtendrá el valor de 27.2 +- 1.1 °C.
Se advierte que el p – xileno es extremadamente inflamable. Dañino si se inhala. Manténgalo lejos del calor, chispas y llama abierta. Mantener cerrado el recipiente. Evitar la acumulación de vapores y eliminar todas las fuentes de inflamación, en especial, los aparatos y calentadores eléctricos que no sean a prueba de gases explosivos. Evitar respirar el vapor y el rocío, así como también el contacto prolongado con la piel.
Si el punto de inflamación obtenido para el p – xileno no está dentro de los límites establecidos, revisar la condición y operación de los aparatos, en especial, en cuanto a la firmeza de la tapa, la acción de la cerradura y la posición de la llama.
Si es necesario, después del ajuste, repetir la prueba. El p – xileno con un punto de inflamación de 27.2 +- 1.1 °C no es una referencia adecuada para los rangos altos de temperatura del probador de COPA CERRADA PENSKY – MARTENS, que puede llegar a 370 °C
2.3 PROCEDIMIENTOS:
Procedimiento A: Determinación del punto de inflamación de líquidos comunes.
Limpiar y secar bien todas las partes de la copa y sus accesorios antes de comenzar la prueba, asegurándose de retirar cualquier solvente que se haya usado para limpiar el aparato. Llenar la copa con la muestra de residuo a probar hasta el nivel indicado por la marca de llenado. Colocar la tapa sobre la copa y ubicar este última en la placa calefactora. Asegurándose de tener adecuadamente conectado el dispositivo que traba o fija la ubicación de la tapa. Insertar el termómetro. Llevar el residuo a probar a una temperatura de 15+-5°C o 11°C menor al punto de inflamación estimado, lo que sea menor. Encender la llama de prueba y ajustarla a 4 mm de diametro. Calentar a una velocidad tal que la temperatura, indicada por el termómetro, aumente 5 a 6 °C/min. Conectar el agitador entre 90 y 120 RPM.
Se se sabe que la muestra tiene un punto de inflamación de 110 °C o menor, aplicar la llama cuando la temperatura de la muestra se encuentre entre 17 °C a 28 °C por debajo del punto de inflamación esperado y, de ahí en adelante, en cada lectura de temperatura que sea múltiplo de 1°C. Aplicar la llama de pruebas accionando el mecanismo de la tapa que controla la cerradura y el quemado de la llama de prueba, de modo que la tapa que controla la cerradura y el quemador de la llama de prueba, de modo que controla la cerradura y el quemador de la llama de prueba, de modo que la llama baje hasta el espacio con vapor en la copa en 0.5 segundos, dejar ahí 1 segundo y llevar, rápidamente a su posición original. No se debe agitar la muestra cuando se aplica la llama.
Si se sabe que la muestra tiene un punto de inflamación superior a 110 °C, aplicar la llama de prueba, tal como se describe anteriormente a cada lectura de 17 °C a 28°C bajo el punto de inflamación esperado.
Registra el punto de inflamación observado, la lectura de temperatura en el momento en que la aplicación de la llama produzca una llama distinta en el interior de la copa. No confunda el punto de inflamación verdadero con el halo azuloso que a veces rodea la llama de prueba en aplicaciones previas a la que se produce la inflamación real
Procedimiento B: Determinación del punto de inflamación de sólidos suspendidos y materiales altamente viscosos.
Llevar el material a probar y el probador a una temperatura d 15 +- 5°C o 11°C por debajo del punto de inflamación estimado, lo que sea menor. Conectar el agitador a 250+-10RPM. Elevar la temperatura durante toda la prueba a una velocidad no menor a 1, ni mayor a 1.5 °C/min. Con la excepción de estos requisitos para velocidades de agitación y calentamiento, proceder según se indica procedimiento A
Calculo e Informe: Se debe registrar la presión barométrica ambiente en el momento de la prueba. Cuando la presión difiera de 101.3 KPa (760 mm Hg), se debe corregir el punto de inflamación como sigue:
Punto de inflamación corregido= C + 0.25 (101.3-p) (1)
Punto de inflamación corregido= C + 0.033 (7603-P) (2)
Donde :
C= Punto de inflamación observado, °C.
P=presión barométrica ambiente, KPa.
P=presión barométrica ambiente, mm Hg.
El punto de inflamación observado © debe ser corregido al 0.5 °C más cercano.
El valor de el punto de inflamación así obtenido se informa como el punto de inflamación método de COPA CERRADA PENSKY MARTENS ASTM D93-IP 34.
La presión barométrica usada en este cálculo es la presión ambiente del lugar conde se realiza la prueba. Muchos barómetros aneroides, tales como los usados en las estaciones meteorológicas y aeropuertos, están corregidos o calibrados para entregar lecturas a nivel del mar. Por lo tanto, tales lecturas no son validas para esta prueba.
La determinación del punto de inflamación en vaso abierto se emplea para aceites lubricantes pesados (derivados con punto de inflamación superior a los 80 °C., y la inflamación en vaso cerrado son más para determinaciones de fracciones tales como el kerosene, diesel oil y el fuel oil, (derivados con punto de inflamación inferior a los 80 °C.).-
El punto de inflamación en vaso abierto se efectúa generalmente con el aparato de "Cleveland", y la determinación en vaso cerrado puede efectuarse ya sea con el aparato de: Tagliabue, usado en EUA para el kerosene, o con el de Pensky Martens, usado generalmente en Europa para todos los combustibles (en Norte América especialmente para los fuel oils o derivados con puntos de inflamación superior a 79 °C.) cuya temperatura de inflamación se desea determinar en vaso cerrado. El Punto de inflamación de los derivados de petróleo nos indica que la velocidad con que se producen los vapores a esa temperatura y es suficiente para producir una mezcla inflamable con el aire que la rodea. Es ésta una característica que deben conocer aquellos que emplean estos productos, pues da una idea exacta del grado de inflamabilidad del mismo cuando se tiene en un recipiente cualquiera.
En el caso de los aceites lubricantes, no solamente nos indica la temperatura máxima a que se puede hacer llegar un cojinete en trabajo sin que haya peligro de inflamación, sino que nos da una idea del grado de fraccionamiento del aceite, indicándonos la presencia de pequeñas cantidades de fracciones livianas que lo hacen ineficiente, aumentando su consumo y reduciendo su viscosidad a la temperatura de trabajo. El Punto de Inflamación de los derivados de petróleo disminuye en forma proporcional con su densidad y con la presión a la que se encuentran.
El Punto de Inflamación dijimos que era la temperatura mínima en que los vapores desprendidos de un líquido formaban una mezcla inflamable a temperatura ambiente. Se ha encontrado que si la proporción de vapores diluidos en el aire es inferior o superior a un porcentaje determinado, la mezcla no puede inflamarse y continuar quemándose. Se conocen como límites inferior y superior de inflamación, las proporciones mínima y máxima de vapores que deben estar presentes en una atmósfera de aire para que la mezcla se inflame con una llama.
Ahora bien, cuando se tiene en la mezcla una proporción determinada de vapores y aire, la mezcla se inflama en forma explosiva, es decir con un gran desarrollo de calor y presión. La temperatura de inflamación es siempre inferior a la de explosión; de aquí la importancia de conocer la primera.
La proporción de vapores y aire para formar la mezcla inflamable o explosiva varía de acuerdo a las características de cada hidrocarburo y de la temperatura y la presión inicial de la mezcla.
El aumento de presión o de temperatura reduce el límite inferior de inflamabilidad de los hidrocarburos. Erickson ha encontrado que el producto del calor de combustión de un hidrocarburo por la concentración en porcentaje del límite inferior de inflamabilidad, es una constante para los gases y vapores de una misma serie de hidrocarburos. Por lo tanto conociendo la constante para un hidrocarburo de cada serie, se puede calcular el límite de inflamación de los demás hidrocarburos de la misma serie.

Conceptos de reservas

2009-06-19T16:45:00.000-07:00

1.- Defina la gravedad específica y la gravedad API del petróleo

R.- La gravedad específica del petróleo es la relación de la densidad del petróleo con respecto a la densidad del agua, valores que son medidos a condiciones normales de presión Temperatura (60 ºF; 14.7 Psi)

La gravedad API es la medida de gravedad preferida en la industria petrolera. Esta escala de gravedad precisamente se relaciona a la gravedad específica por lo siguiente expresión:

2.- Defina el peso molecular aparente y la gravedad específica del gas natural

R. Si yi representa la fracción molar del componente “i” de la mezcla de gas, el peso molecular aparente se define a partir del peso molecular individual de los componentes de la mezcla matemáticamente por la siguiente ecuación:
Donde: Ma = peso molecular aparente de una mezcla de gas
Mi = peso molecular del componente “i” de la mezcla
yi = fracción molar del componente “i” de la mezcla

La gravedad específica se define como la relación de la densidad del gas a la densidad del aire. Ambas densidades se miden o expresan a la misma presión y temperatura. Normalmente la presión estándar Psc y la temperatura estándar Tsc se usan al definir la gravedad específica del gas:
Asumiendo que el comportamiento tanto de la mezcla de gas como del aire se describe por la ecuación de gas ideal, la gravedad específica puede entonces expresarse como:

donde γg = gravedad específica del gas
ρaire = densidad del aire
Maire = peso molecular aparente del aire = 28.96
Ma = peso molecular aparente del gas
Psc = presión estándar, psia
Tsc = temperatura estándar, °R

3.- Defina el factor z de los gases reales

R.- Es la relación del volumen real de un gas respecto del volumen ideal o teorico que este gas presenta, y está definido mediante la siguiente ecuación a condiciones estándar:

4.- Describa la compresibilidad isotérmica del gas

R.- La compresibilidad isotérmica está definida como el cambio en volumen por unidad de volumen para un cambio unitario en la presión:

5.- Dentro de la industria petrolera cual es la diferencia entre gas ideal y gas real

R.- Un gas ideal, es un gas hipotético que se comporta de una manera simple la cual está formada por partículas puntuales, se asume que el volumen de estas moléculas es insignificante comparado con el volumen total ocupado por el gas. También se asume que estas moléculas no tienen fuerzas atractivas o repulsivas entre ellas, y que todas las colisiones de las moléculas son perfectamente elásticas. La ecuación que describe su comportamiento, es la ecuación de estado:
PV = nRT

Mientras que en un gas real ya no es considerado como gas ideal, los gases reales se comportan de modo diferente a los gases ideales, para el estudio de los gases reales si tomamos en cuenta muchos aspectos que no se consideraba en los gases ideales por ejemplo en estos ya no consideramos insignificante al volumen ocupado por las moléculas. Básicamente la desviación de los gases reales de las condiciones de la ley de gas ideal se incrementa a medida que crece la presión y temperatura y varía ampliamente con la composición del gas
PV= znRT

6.- Qué métodos se usa para ajustar las propiedades seudo críticas de los gases para determinar la presencia de los componentes no hidrocarburos

R.- Los métodos que se utilizan son:
Método de corrección Wichert-Aziz
Método de corrección Carr-Kobayashi-Burrows

7.- Qué métodos se usa para el cálculo del factor z

R.- Los métodos utilizados son:
Basado en el concepto de propiedades seudo reducidas, Standing y Katz
Brown y socios (1948) presentaron un método gráfico para una aproximación de la presión seudo crítica y temperatura seudo crítica de los gases.

PRESION Y TEMPERATURA CRITICA DEL PETROLEO

2009-06-18T10:26:00.000-07:00

1. INTRODUCCION

Cuando un compuesto puro se calienta a la presión atmosférica, alcanza finalmente su punto de ebullición y se vaporiza completamente a una temperatura constante a menos que la presión sea incrementada. Si esta aumenta el vapor se condensa completamente y no puede ser vaporizado nuevamente a menos que se aumente también la temperatura. Este mecanismo, de aumentar alternativamente la presión y la temperatura, se puede aplicar hasta ciertos límites elevados de presión y temperatura, por encima de los cuales el material ya no puede ser condensado, prescindiendo de la presión aplicada, este se llama punto crítico.
El punto crítico de una mezcla multicomponente es aquel punto de presión y temperatura en el cual todas la propiedades intensivas de la fase líquida y de la fase gaseosa permanecen iguales.
En este punto se unen la curva de punto de rocío y la curva de punto de burbuja. En el punto crítico, la presión y temperatura correspondientes se denominan presión crítica Pc y temperatura crítica Tc de la mezcla
Pero recordando que el fraccionamiento de una mezcla es imposible en el punto crítico el grado de aproximación de este sirve como guía aproximada para factibilidad de separar componentes por fraccionamiento
La presión y temperatura crítica de los hidrocarburos son función principalmente de la naturaleza química y el peso molecular.
Los gases no se pueden licuefacear a temperaturas por encima de la temperatura crítica porque en este punto las características de los gases y de los líquidos son las mismas, y no hay base sobre la cual distinguir entre los gases y los líquidos. La presión del vapor de un líquido a la temperatura crítica se llama la presión crítica (Pc). La presión del vapor de un líquido nunca es más grande que esta presión crítica.
Hay una correlación obvia entre la temperatura crítica y el punto de ebullición de los gases. Estas propiedades están relacionadas porque ambas son medidas indirectas de la fuerza de atracción entre las partículas en la fase gaseosa, esta correlación es de gran utilidad puesto que esta se aplica grandemente en las industrias, refinerías, plantas de procesamiento, etc.

2. PLANEAMIENTO Y JUSTIFICACION

Al estudiar e investigar sobre la aplicación de estas propiedades criticas se observo que tiene un sinfín de aplicaciones y que existen investigadores que lo realizan.

Asi pues se vio que dentro de la industria petrolera específicamente en el area de reservorios existe una gran cantidad de investigadores que lo realizan pero el estudio implica tiempo Conocer y estudiar sobre las propiedades del punto crítico es de gran importancia, puesto que estas son aplicables en gran medida tanto el área de reservorios, producción, refinación, etc.

A partir de las propiedades de presión y temperatura crítica se puede predecir el comportamiento de un reservorio y así mismo en la etapa de producción nos ayuda predecir si se producirán mezclas liquidas de hidrocarburos o simplemente hidrocarburos en la fase gaseosa. Debido a la importancia de adquirir productos más útiles, estos hidrocarburos pasaran a través de plantas de proceso y refinerías, en las cuales generalmente es aplicable la temperatura del punto crítico puesto que esta tiene correlación con la temperatura de ebullición.
Debido a la insuficiente información que se posee, puesto que en la industria petrolera no se trabajan con componentes puros, si no con mezclas multicomponente. Se utiliza la tempera y presión pseudocriticas, el cual es el promedio de la temperatura y presión criticas mólales de los diversos materiales que constituyen la mezcla. Las cuales se pueden utilizar como punto crítico de una mezcla cuando se desean calcular las temperaturas y presiones reducidas.

G T L

2009-06-16T18:56:00.000-07:00

Antes de decir que es el GTL se debe conocer el concepto de Industrializacion del gas, se entiende por “industrializacion del gas” a las actividades de transformación quimica de los hidrocarburos y a los procesos que tiene por finalidad añadir valor agregado al gas natural.

El GTL es el proceso de cambio de un gas a liquido (GTL) este ha sido bautizado como la nueva petroquimica o el “combustible del futuro” . Contrario a la denominada petroquimica tradicional, que uriliza el gas etano, este tipo de petroquimica usa la mayor parte del gas natural, es decir el gas metano, y lo comvierte en combustibles liquidos para esto se necesita saber la propiedades criticas de los componentes del gas natural para asi hacer el proceso de tranforamcion de gas a liquido .

En este procedimiento el metano se comvierte primero en “gas de sontesis” . Este gas sintetico, se mezcla despues con dioxido de carbono. Oxigeno o agua, para provocar reacciones químicas que derivan en una gran diversidad de combustibles. Los combustibles que se logran a travez del GTL tiene la particularidad de ser menos contaminantes que los derivados del petroleo, por eso es muy cotizado por los paises industrializados y los consumidores que pueden costearlos.

VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL PROYECTO DE GTL EN BOLIVIA

a) VENTAJAS: Entre las ventajas de este proyecto en Bolivia se tiene:

Ø Es un proceso que utiliza principalmente el gas metano lo cual existe en abundancia en las reservas bolivianas.
Ø Con el proceso del GTL se producen biocombustibles lo cual estos no dañan el medio ambiente.
Ø La demanda de combustibles no contaminantes es alta en el mercado internacional.
Ø Se transporta con la misma facilidad que los derivados del petroleo y por lo tanto su comercializacion y almacenaje es mas eficiente y menos costoso.
Ø Parte de la producción de GTL podria abastecer a menor costo al mercado interno boliviano.
Ø El proceso de GTL produce paralelamente elevadas cantidades de agua para el consumo.

b) DESVENTAJAS.- Entre las desventajas de este proyecto es:

Ø La eficiencia de la rpoducción y comercialización de GTL debe ser probada en costosos proyectos piloto.
Ø Se necesitan grandes inversiones para instalar una palnta de producción de GTL un minimo entre 600 y 1000 millones de dolares.
Ø En mercados pequeños y economias en desarrollo, Los combustibles producidos con GTL, son caros y por lo tanto poco accesibles en el mercado local.
Ø La mayoria de los proceso de GTL estan patentados y dirigidos por empresas transnacionales.

GNL: El gas natural licuado (GNL) es un proceso fisico por el cual el gas metano se licua comvierte a liquido para ser transportados a grandes distancias de manera mas eficiente.

Por eso el GNL no se considera como un proceso de industrializacion del gas natural, pues cuandoi llega a su destino debe ser revaporizado es decir comvertido otra vez a su estado gaseoso para ser utilizado.

¿Como se hace? Al enfriarse a una temperatura de -161 ºC, el gas metano se comvierte en GNL, un liquido tranparente, incoloro y muy liviano, cuyo volumen se reduce mas de 600 veces.

¿Por qué se hace? Porque a grandes distancias el gas no puede tranportarse por gasoductos. Con el GNL grandes volumenes de gas pueden ser trasladados en barcos especiales a grandes distancias.

Un proyecto de GNL mediano puede llegar a costar aproximadamente tres mil millones de dolares, sin embargo este tipo de procesos permite utilizar o comercializar por separado los licuables y liquidos que tambien se obtienen con la explotación del gas natural.

Pruebas de laboratorio

2009-05-07T09:45:00.000-07:00

Las principales pruebas de laboratorio que se deben aplicar a los fluidos de perforación, así como lo que se busca con tales pruebas son las siguientes:

Densidad: Balanza de lodos
Objetivo
Método para determinar el peso de un volumen de líquido. La densidad del lodo se puede expresar en libras por galón (lbm/gal), libras por pie cúbico (lbm/pie3), gramos por centímetro cúbico (g/cm3) o kilogramos por metro cúbico (Kg/m3). La necesidad de determinar el peso del fluido de perforación se explica en el capítulo Definición y Funciones Principales de los fluidos de perforación.

Ejemplo
Densidad fluido de perforación. = 12 lb/gal (1.44 g/cm3 ) o (peso específico). 1.44

Equipo
1. Balanza de lodos: es el instrumento que se usa generalmente para determinar el peso del lodo; permite mediciones con una precisión de 0.1 lbm/gal y esta diseñada de tal modo que la taza de lodo, que está en un extremo del astil, se puede balancear con un contrapeso fijo en el otro extremo, y tiene un mecanismo de desplazamiento (jinete) que se mueve a lo largo de una escala graduada. El astil está provisto de un nivel tipo burbuja que permite un balance preciso.
2. Jarro de lodos graduado 1 cuarto de galón (946 cm3).
3. Termómetro: 32 a 220°F (0 a 105°C).

Procedimiento
1. Colocar el pedestal de base o caja portadora sobre una superficie plana y a nivel.
2. Tomar una muestra de fluido.
3. Medir y registrar la temperatura de la muestra; Transferir la muestra al jarro de la balanza de lodo.
4. Golpear suavemente el costado del jarro de la balanza de lodo con la tapa del jarro para hacer salir aire o gas atrapado.
Nota: Si hubiera aire o gas atrapado, usar la balanza de densidad de fluido bajo presión para determinar el peso del lodo. El procedimiento para usar la balanza de densidad de fluido bajo presión sigue a continuación de este procedimiento.
5. Colocar la tapa en la taza de la balanza de lodo con un movimiento de torsión y asegurarse de que algo de la muestra de prueba sea expulsado por el agujero de ventilación de la tapa.
Nota: Sumergir la tapa en la muestra de fluido contribuye a un cierre más seguro.
6. Tapar con un dedo el agujero de ventilación y limpiar la balanza con agua, aceite base, o Solvente. Limpiar cualquier exceso de agua, aceite base, o solvente.
7. Calzar el borde agudo de la balanza en el fulcro de apoyo y equilibrar la balanza haciendo correr el cursor a lo largo del brazo.
Nota: La balanza está nivelada cuando la línea en el vidrio del visor está centrada sobre la Burbuja.
8. Registrar la densidad del costado del cursor más próximo a la taza de la balanza (la flecha del cursor apunta a este lado). Registrar la medición con precisión de 0.1 lb/gal, 1 lb/pie3 , 0.01 g/cm3 , ó 10.0 lb/pulg2 /1,000 pies.

Procedimiento de calibración.
Se debe calibrar el instrumento frecuentemente con agua dulce. El agua dulce debe dar una lectura de 8.3 lbm/gal o 62.3lbm/pie3 (1000Kg/cm3) a 70°F (21°C). Si no es así, ajuste el tornillo de balanceo, o la cantidad de carga de plomo que se requiere, en el pozo ubicado en el extremo del brazo graduado (astil).

Propiedades reológicas: Embudo de Marsh
Objetivo
Usar un embudo de Marsh para obtener el valor de viscosidad de un fluido de perforación o de completamiento / Workover. Este sistema de medición de la viscosidad de los fluidos, sirve de guía al operador y encargado del sistema de circulación de lodo para darle una indicación de la cantidad de tiempo que se demora la muestra de fluido en pasar de un recipiente standarizado a otro brindando una base de comparativa de la facilidad de desplazamiento del fluido con respecto a otros.
Unidad seg/cuarto de galón (segundos por 1/4 de galón)

Ejemplo
Viscosidad de embudo = 57 seg/cuarto de galón.

Equipo
Embudo de Marsh (esta calibrado para que un cuarto de galón de agua dulce, a una temperatura de 70 +/- 5°F), tenga un tiempo de salida de 26 +/- 0.5 segundos.
Jarra de lodo graduada de 1 cuarto de galón (946 cm3 )
Termómetro: 32 a 220°F (0 a 104°C)
Cronómetro
Especificaciones
El embudo Marsh deberá tener las siguientes dimensiones:
Cono del embudo
Longitud del cono del embudo 12.3 pulgadas (305 mm)
Diámetro mayor 6.0 pulgadas (152 mm)
Capacidad hasta el fondo de la malla 1500 cm3
Orificio
Longitud 2.0 pulgadas (50.8 mm)
Diámetro interno 3/16 pulgadas (4.7 mm)
Malla número 12
Procedimiento
1. Recoger una muestra de fluido.
2. Tapar con un dedo el orificio del embudo y verter la muestra de fluido a través del tamiz hasta que el nivel de la muestra llegue a la cara inferior del tamiz.
3. Sostener el embudo sobre la jarra de lodo graduada.
4. Retirar el dedo que tapa el orificio del embudo y simultáneamente poner a contar el cronómetro.
5. Registrar como viscosidad del embudo de Marsh el tiempo que tarda para que 1 cuarto de galón de la muestra salga por el embudo.
Nota: Registrar el tiempo en segundos por cuarto de galón. El tiempo para que 1 cuarto de galón de agua dulce limpia pase por el embudo de Marsh a 70°F (21°C) es de 26 segundos (± 0.5 segundos).
6. Medir y registrar la temperatura de la muestra de fluido.
Propiedades reológicas: Viscosímetro rotatorio
Objetivo
Determinar las lecturas del viscosímetro para calcular los siguientes parámetros, de un fluido de perforación o de completamiento / workover: (Estas propiedades y sus unidades, son explicadas en el capítulo Introducción y Definiciones del tema Hidráulica)
Viscosidad plástica (PV)
Punto cedente (YP)
Resistencia del gel
Viscosidad aparente (AV)
Índice de consistencia (K)
Esfuerzo cedente (YS)
Índice de fluidez (n)
Tau0 (τ0 )
Equipo
Viscosímetro rotatorio de cilindro concéntrico FANN calibrado
Taza calentadora de viscosímetro termostáticamente controlada
Termómetro: 32 a 220°F (0 a 104°C)
Especificaciones viscosímetro rotatorio
El viscosímetro deberá tener las siguientes dimensiones:
Camisa rotatoria
Diámetro interno 1.450 pulgadas (36.83 mm)
Longitud total 3.425 pulgadas (87 mm)
Línea marcada 2.30 pulgadas (58.4mm) por encima del extremo inferior de la camisa
Cilindro interno
Diámetro 1.358 pulgadas (34.49 mm)
Longitud 1.496 pulgadas (38.00 mm)
Dos líneas de agujeros, de 1/8 de pulgadas. (3.18 mm) y espaciadas 120 grados (2.09 radianes), están alrededor de la camisa rotatoria, apenas por debajo de la línea marcada.
El cilindro interno está cerrado con una base plana y una parte superior cónica
La constante de torsión del resorte es de 386 dinas-cm/grado de deflexión.
Velocidades del rotor (camisa rotatoria)
velocidad alta 600 rpm
velocidad baja 300 rpm

estos son algunos viscosímetros usados para probar lodos de perforación
El instrumento de palanca manual tiene velocidades de 300 rpm y 600 rpm. Se usa una perilla en el eje de la palanca de cambio de velocidad para determinar la fuerza gel.
El instrumento movido con motor de 12 volt. También tiene velocidades de 300 y 600 rpm. Un interruptor de disparo automático permite el cizallamiento antes de la medición, y se usa una volante estriada para determinar la fuerza gel.
El instrumento de 115 volt. Es accionado por dos motores sincrónicos para obtener velocidades de 3, 6, 100, 200, 300 y 600 rpm. La de 3 rpm se usa para determinar la fuerza gel.
El instrumento de velocidad de 115 volt. O 240 volt. Es accionado con motor para obtener todas las velocidades entre 1 y 625 rpm. La de 3 rpm se usa para determinar la fuerza gel.
Procedimiento
1. Recoger una muestra de fluido.
2. Colocar la muestra en una taza de viscosímetro termostáticamente controlada.
Nota: Dejar suficiente volumen vacío para el desplazamiento del colgante y la manga.
3. Sumergir la manga del rotor del viscosímetro exactamente hasta la línea marcada.
4. Calentar la muestra a la temperatura seleccionada.
Nota: Para obtener una temperatura uniforme de la muestra, revolver la muestra a una velocidad de arrastre intermitente o constante de 600 rpm mientras se calienta la muestra.
5. Hacer girar la manga del viscosímetro a 600 rpm hasta obtener una lectura estable en el dial. Registrar la lectura del dial (θ600).
6. Hacer girar la manga del viscosímetro a 300 rpm hasta obtener una lectura estable en el dial. Registrar la lectura del dial (θ300).
7. Revolver la muestra durante 10 a 15 segundos a 600 rpm, y después dejar reposar el lodo durante 10 segundos.
8. Hacer girar la manga del viscosímetro a 3 rpm hasta obtener la máxima lectura en el dial.
9. Registrar la máxima lectura del dial obtenida como resistencia del gel de 10-segundos, lbf/100 pies2
10. Revolver nuevamente la muestra durante 10 a 15 segundos a 600 rpm, y después dejar reposar la muestra sin tocar durante 10 minutos.
11. Hacer girar la manga del viscosímetro a 3 rpm hasta obtener la máxima lectura del dial.
12. Registrar la máxima lectura del dial obtenida como resistencia del gel de 10-minutos, lbf/100 pies2 .

Ensayo con azul de metileno (MBT)
Objetivo
La capacidad de azul de metileno de un lodo, es el indicador de la cantidad de arcillas reactivas (bentonita comercial y/o en sólidos perforados) presentes en él. Esta prueba provee una estimación de la capacidad total de intercambio de cationes de los sólidos (arcillas) de un lodo. Esta capacidad se suministra usualmente en términos de peso (mili equivalentes de hidrogeno por cada 100 gramos de arcilla). La capacidad de azul de metileno y la capacidad de intercambio de cationes no son totalmente iguales; normalmente la primera es un poco menor que la capacidad real de intercambio de cationes.
La solución de azul de metileno se adiciona a la muestra de lodo (que ha sido acidificado y tratado con peróxido de hidrógeno) hasta que se observa saturación por la formación de un halo de tinta alrededor de una gota de la suspensión de sólidos colocada sobre papel de filtro.
Con frecuencia los lodos contienen sustancias, además de las arcillas reactivas que absorben el azul de metileno. El pre-tratamiento con peróxido de hidrogeno tiene como propósito evitar el efecto de materiales orgánicos como lignosulfonatos, lignitos, polímeros celulósicos, poli acrilatos, etcétera.
Unidad
lb/bbl
Ejemplo
CEC = 5 meq/mL de fluido Concentración equivalente de bentonita = 25 lb/bbl (71 kg/m3 )
Equipo
Frasco Erlenmeyer de 250-mL
Jeringa 10-mL (sin aguja)
Dos pipetas de 1-mL
Cilindro graduado de 25-mL
Varilla agitadora
Calentador eléctrico
 Agua destilada
Solución de azul de metileno (3.74 g/L; 1 mL = 0.01 meq)
Solución peróxido de hidrógeno 3%
Solución ácido sulfúrico 5N
Papel de filtro API

Procedimiento
1. Recoger una muestra de fluido.
2. Agregar 10 mL de agua destilada en el frasco Erlenmeyer.
3. Transferir 1 mL de la muestra de fluido al frasco Erlenmeyer; mover en redondo el frasco para dispersar la muestra.
4. Agregar a la mezcla 15 mL de la solución de peróxido de hidrógeno.
5. Agregar a la mezcla 0.5 mL de la solución de ácido sulfúrico.
6. Colocar el frasco sobre el calentador hasta que hierva la mezcla, y hervir la mezcla a fuego lento durante 10 minutos.
7. Retirar el frasco del calentador y diluir la mezcla a 50 mL con agua destilada. Dejar enfriar la mezcla.
8. Agregar a la mezcla 0.5 mL de solución de azul de metileno.
9. Agitar el contenido del frasco Erlenmeyer durante unos 20 segundos.
10. Transferir con la varilla agitadora una gota de la mezcla al papel de filtro.
11. Agitar la mezcla durante 2 minutos.
12. Transferir con la varilla agitadora una gota de la mezcla al papel de filtro.
13. Registrar el volumen de solución de azul de metileno usada para llegar al punto final.
14. Calcular el CEC del azul de metileno.
CEC, meq/mL del fluido = mL de solución de azul de metileno ÷ mL de muestra del fluido
15. Calcular el contenido equivalente de bentonita.
Contenido equivalente de bentonita, lb/bbl = 5 × (CEC) kg/m3 = 14 × (CEC)
Contenido de Arena

Objetivo
Determinar el contenido de arena de un fluido de perforación base agua, base aceite o base sintético. El contenido de arena del lodo es el porcentaje en volumen, de partículas más grandes que 74 micras.
Unidad
% en volumen
Ejemplo
Arena = 0.25 % en volumen
Equipo
Tubo de contenido de arena
Embudo que corresponde al tamiz
Tamiz malla 200
Procedimiento
1. Recoger una muestra de fluido.
2. Echar fluido en el tubo de contenido de arena hasta la marca del lodo.
3. Agregar fluido base hasta la marca del agua.
4. Tapar con un dedo la abertura del tubo de contenido de arena y sacudir fuertemente el tubo.
5. Volcar el contenido del tubo de contenido de arena sobre el tamiz malla 200. Desechar el fluido que pasa a través del tamiz.
Nota: Si fuera necesario, repetir los pasos 3 al 5 hasta que el tubo de contenido de arena esté limpio.
6. Lavar cuidadosamente la arena del tamiz con fluido base para quitar todo lodo remanente.
7. Colocar la parte ancha del embudo por encima del tamiz e invertir lentamente el tamiz y el embudo, poniendo la punta del embudo dentro de la boca del tubo de contenido de arena.
8. Rociar el tamiz con fluido base de modo que la arena del tamiz caiga dentro del tubo.
9. Colocar el tubo en posición completamente vertical y dejar que se asiente la arena.
10. Leer el porcentaje de arena en el tubo de contenido de arena y registrar el contenido de arena como porcentaje en volumen.
Alcalinidad (definición):
Sean:
Mf = Alcalinidad, al anaranjado de metilo, del filtrado
Pf = Alcalinidad, a la fenolftaleína, del filtrado
Pm = Alcalinidad, a la fenolftaleína, del lodo

La alcalinidad se considera como el poder ácido-neutralizante de una sustancia. En un lodo, la prueba puede realizarse directamente en él (Pm) o en el filtrado (Mf y Pf ). Los resultados obtenidos pueden usarse para estimar la concentración de los iones hidroxilo (OH-), carbonato (CO3 -2), y bicarbonato (HCO3- ) en el lodo, y que son responsables directos de las alcalinidades del filtrado y del lodo.
La alcalinidad es tan importante como saber su origen. Así, aquella que provenga de los iones hidroxilo se considera benéfica (pues proporciona, sin otros efectos negativos, un ambiente alcalino, no corrosivo y propicio para el buen desempeño de algunos aditivos del lodo); por el contrario, la alcalinidad aportada por los iones carbonato y bicarbonato se considera dañina, pues dichos iones afectan negativamente la fuerza gel y el filtrado de lodo sin permitir acciones correctivas mientras sigan presentes. Los iones carbonato y bicarbonato se pueden remover del lodo mediante la adición de hidróxido de calcio, que convierte los iones bicarbonato en iones carbonato, precipitándolos como carbonato de calcio insoluble, su presencia en el lodo se debe comúnmente a la contaminación del agua del lodo con CO2, contenido en muchas de las formaciones perforadas.
Interpretar los valores de Mf y Pf , y utilizarlos para diferenciar el origen de la alcalinidad, requiere calcular las diferencias entre los valores de titulación obtenidos. Por ello es crucial tener cuidado en seguir exactamente los pasos del procedimiento y así obtener medidas precisas de los reactivos. Es importante aclarar que con los cálculos solo se logra un estimativo se las concentraciones de las especies iónicas presentes, basados en un equilibrio químico teórico de las reacciones.
En ocasiones, la composición del filtrado es tan compleja que interpretar las alcalinidades en función de los componentes iónicos estimados puede conducir a errores, pues otros iones, tales como los boratos, silicatos, sulfuros y fosfatos, pueden también contribuir a la alcalinidad.
Tal vez algo más preocupante en la determinación de alcalinidades en lodos de perforación es la presencia de los adelgazantes orgánicos aniónicos, productores de filtrado con sus productos de degradación, pues pueden contribuir grandemente al valor final de la alcalinidad y también en cubrir el punto final del cambio de color en las titulaciones. Esta contribución es especialmente importante en la determinación de la alcalinidad del filtrado al anaranjado de metilo, haciendo la prueba muy imprecisa. Sin embargo para un sistema de lodo base agua y bentonita que no posee adelgazantes orgánicos, las alcalinidades Mf y Pf , pueden ser usadas para determinar la presencia de iones carbonato y bicarbonato

Alcalinidad: Lodo base agua
Objetivo
Determinar la alcalinidad (Pm ) de un lodo base agua .
Unidad
mL
Ejemplo
Pm = 1.2 mL de 0.02N (N/50) solución de ácido sulfúrico
Equipo
Plato de titulación
Jeringa 3-mL (sin aguja)
Pipeta 5-mL
Varilla agitadora
Cilindro graduado 50-mL (250-mL para lodos de cal)
0.02N (N/50) solución de ácido sulfúrico
Solución indicadora de fenolftaleína
Agua destilada

Procedimiento
1. Recoger una muestra del fluido.
2. Pasar 1 mL de la muestra al plato de titulación usando la jeringa.
3. Agregar 50 mL de agua destilada en el plato de titulación y agitar. Observar el color de la mezcla para el Paso 5.
Nota: Para lodos de cal, usar 200 mL de agua destilada.
4. Agregar 10 a 15 gotas de solución indicadora de fenolftaleína en el plato de titulación y revolver.
5. Agregar la solución de ácido sulfúrico en el plato de titulación de a una gota por vez hasta que el color cambie de rosado o rojo al color original.
6. Registrar la cantidad de solución de ácido sulfúrico usada (en mL) como Pm .
Objetivo
Determinar la alcalinidad de la totalidad del lodo y el contenido de cal de un lodo base aceite, o sintéticos.
Unidad
mL
Ejemplo
Alcalinidad = 1.8 mL de 0.1N (N/10) solución de ácido sulfúrico
Equipo
Frasco Erlenmeyer de 500-mL con tapón de goma, o un bote de la misma capacidad con tapa
Jeringa desechable de 3-mL
Cilindro graduado de 50-mL
Cilindro graduado de 250-mL
Dos pipetas de 1-mL
Dos pipetas de 5-mL
Solvente Arcosol PNP ®
Agua destilada
Nota: Si no hay solvente disponible, se puede usar el fluido base.
Nota: Si no hay disponible agua destilada, se puede usar agua no destilada. El pH del agua debe ser de 7 aproximadamente.
Solución indicadora de fenolftaleína
0.1N (N/10) solución ácido sulfúrico
0.1N (N/10) hidróxido de sodio
Alcalinidad: Lodo base Aceite / Sintéticos
Procedimiento
1. Recoger una muestra del fluido de perforación.
2. Medir 100 mL de solvente Arcosol PNP y echarlo en el frasco Erlenmeyer.
3. Agregar 1.0 mL de la muestra de fluido en el frasco Erlenmeyer usando la jeringa.
4. Tapar el frasco y sacudirlo fuertemente.
5. Agregar en el frasco 200 mL de agua destilada y 10 a 15 gotas de solución indicadora de fenolftaleína.
6. Tapar el frasco y sacudirlo fuertemente durante un mínimo de dos minutos.
7. Dejar que las fases se separen.
8. Agregar 3 mL de solución de ácido sulfúrico en el frasco usando la pipeta de 5-mL.
9. Tapar el frasco y sacudirlo fuertemente.
10. Dejar que las fases se separen.
11. Continuar agregando solución de ácido sulfúrico en incrementos de 3-mL hasta que desaparezca el color rosado.
Nota: Agitar la solución después de cada adición de ácido sulfúrico.
12. Registrar el volumen de ácido sulfúrico usado en mL.
13. Dosificar con hidróxido de sodio usando la pipeta de 1-mL hasta que por primera vez reaparezca y se mantenga el color rosado.
Nota: Agitar la solución después de cada adición de hidróxido de sodio. Agregar hidróxido de sodio solamente hasta que reaparezca el color rosado.
14. Registrar el volumen en mL del hidróxido de sodio usado.
15. Calcular la alcalinidad.
Alcalinidad = mL N/10 ácido sulfúrico – mL N/10 hidróxido de sodio
16. Calcular el exceso de cal en libras por barril de lodo.
Exceso de cal, lb/bbl = 1.3 × alcalinidad
Alcalinidad: Filtrado (P f /Mf )
Objetivo
Determinar las cantidades de iones solubles que contribuyen a la alcalinidad en un fluido de perforación base agua.
Nota: Si el lodo contiene altas concentraciones de diluyentes orgánicos (p.ej., CARBONOX), use el método alternativo de alcalinidad de filtrado (P1 /P2 ).
Procedimiento
1. Recoger una muestra de filtrado usando el método de filtrado API.
2. Pasar 1 mL del filtrado al plato de titulación usando la pipeta de 1-mL.
3. Agregar 10 a 15 gotas de solución indicadora de fenolftaleína en el plato de titulación.
4. Agregar lentamente la solución de ácido sulfúrico en el plato de titulación (usando la pipeta de 2- ó de 5-mL) hasta que el color cambie de rosado o rojo al color del filtrado original.
5. Registrar como Pf la cantidad en mL de solución de ácido sulfúrico usada.
6. Agregar 10 a 15 gotas de solución de indicador metil naranja en la mezcla de filtrado.
7. Continuar dosificando con la solución de ácido sulfúrico hasta que el color cambie de naranja a rosado salmón.
8. Registrar la cantidad total de solución de ácido sulfúrico usada, incluyendo la cantidad del ensayo Pf , como valor Mf.
9. Calcular la concentración de iones de hidroxilo(OH- ), carbonato (CO3 -2), y bicarbonato (HCO3- ) usando la tabla siguiente.

Cálculos de concentración. Usar estos cálculos para los iones de hidróxido (OH- ), carbonato (CO3 -2), y bicarbonato (HCO3- ) en fluidos de perforación base agua.

Exceso de cal, lb/bbl = 0.26 x [Pm - ( Pf x Fw )]

Exceso de cal, kg/m3 = 0.74 x [Pm - ( Pf x Fw )]

Fluidos de perforacion Descripcion del equipo

2009-05-07T09:37:00.000-07:00

Los fluidos que se emplean en la perforación de un pozo se administran mediante el llamado sistema de circulación y tratamiento de inyección. El sistema está compuesto por tanques intercomunicados entre sí que contienen mecanismos tales como:

Zaranda/s: dispositivo mecánico, primero en la línea de limpieza del fluido de perforación, que se emplea para separar los recortes del trépano u otros sólidos que se encuentren en el mismo en su retorno del pozo. El fluido pasa a través de uno o varios coladores vibratorios de distinta malla o tamaño de orificios que separan los sólidos mayores;
Desgasificador/es: separador del gas que pueda contener el fluido de perforación;
Desarenador/desarcillador: dispositivos empleados para la separación de granos de arena y partículas de arcilla del fluido de perforación durante el proceso de limpieza del mismo. El fluido es bombeado tangencialmente por el interior de uno o varios ciclones, conos, dentro de los cuales la rotación del fluido provee una fuerza centrífuga suficiente para separar las partículas densas por efecto de su peso;
Centrífuga: instrumento usado para la separación mecánica de sólidos de elevado peso específico suspendidos en el fluido de perforación. La centrífuga logra esa separación por medio de la rotación mecánica a alta velocidad;
Removedores de fluido hidráulicos/mecánicos; Embudo de mezcla: tolva que se emplea para agregar aditivos polvorientos al fluido de perforación;
Bombas centrífugas y bombas a pistón (2 o 3): son las encargadas de recibir la inyección preparada o reacondicionada desde los tanques e impulsarla por dentro de la columna de perforación a través del pasaje o pasajes del trépano y devolverla a la superficie por el espacio anular resultante entre la columna de perforación y la pared del pozo, cargada con los recortes del trépano, y contaminada por los componentes de las formaciones atravesadas.

Las funciones del sistema son las siguientes:
Preparar el fluido de perforación, recuperarlo al retornar a la superficie, mantenerlo limpio (deshacerse de los recortes producidos por el trépano), tratarlo químicamente, según las condiciones de perforación lo exijan, y bombearlo al pozo.

Los fluidos de perforación, conocidos genéricamente como inyección, constituyen un capítulo especial dentro de los elementos y materiales necesarios para perforar un pozo. Su diseño y composición se establecen de acuerdo a las características físico-químicas de las distintas capas a atravesar. Las cualidades del fluido seleccionado, densidad, viscosidad, ph, filtrado, composición química, deben contribuir a cumplir con las distintas funciones del mismo, a saber:
Ø enfriar y limpiar el trépano;
Ø acarrear los recortes que genere la acción del trépano;
Ø mantener en suspensión los recortes y sólidos evitando su asentamiento en el interior del pozo cuando por algún motivo se interrumpa la circulación de la inyección;
Ø mantener la estabilidad de la pared del pozo;
Ø evitar la entrada de fluidos de la formación del pozo, situación que podría degenerar en un pozo en surgencia descontrolada (blow out);
Ø controlar la filtración de agua a la formación mediante un buen revoque;
Ø evitar o controlar contaminaciones no deseadas por contacto con las distintas formaciones y fluídos.

Como fluidos base de perforación se utilizan distintos elementos líquidos y gaseosos, desde agua, dulce o salada, hasta hidrocarburos en distintas proporciones con agua o cien por ciento hidrocarburos. La selección del fluido a utilizar y sus aditivos dependen de las características del terreno a perforar, profundidad final, disponibilidad, costos, cuidado del ambiente, etc.

Durante la perforación de un pozo se realiza el entubado del mismo con cañerías de protección, intermedias y/o de producción, y la posterior cementación de las mismas. Normalmente y con el fin de asegurar el primer tramo de la perforación (entre los 0 y 500 m. Apróx.), Donde las formaciones no son del todo consolidadas (arenas, ripios), hay que proteger napas acuíferas para evitar su contaminación con los fluidos de perforación y proveer de un buen anclaje al sistema de válvulas de control de surgencias (que normalmente se instalan al finalizar esa primera etapa). Se baja entonces un revestidor de superficie, que consiste en una tubería (casing), de diámetro interior mayor al del trépano a emplear en la siguiente etapa, y se lo asegura mediante la circulación del lechadas de cemento que se bombean por dentro de la tubería y se desplazan hasta el fondo, hasta que las mismas desbordan y cubren el espacio entre el caño revestidor y las paredes del pozo. Estas tuberías así cementadas aíslan al pozo de las formaciones atravesadas.

Refinacion

2009-05-06T14:20:00.000-07:00

CONTROL DE ARENAS

2009-05-04T13:28:00.000-07:00

Un lodo de perforación en buenas condiciones debe presentar un contenido en fracciones arenosas prácticamente nulo (inferior al 2-3%). Si para su fabricación se usan productos de calidad, debe estar exento de arena. Sin embargo, a lo largo de la perforación y especialmente en acuíferos detríticos, es inevitable que a medida que avance la perforación, el lodo se va a ir cargando en arena, empeorando sus condiciones.Se ha comprobado que con contenidos de arena superiores al 15%, los lodos sufren un incremento "ficticio" de la densidad, repercutiendo en la viscosidad y la tixotropía. Además, el contenido en arena resulta especialmente nocivo para las bombas de inyección al desgastarlas prematuramente.
Para combatir estos efectos se disponen desarenadores. La forma más elemental consiste en dejar decantar en una balsa el lodo que retorna a la perforación, aspirándolo nuevamente en otra a la que ha llegado de la anterior por un rebosadero de superficie. Procedimientos más rápidos y eficaces, y a la larga menos costos, son las cribas vibratorias y los desarenadores centrífugos (ciclones).
El control del contenido en arena se realiza mediante tamices normalizados, más concretamente, el tamiz 200 (200 hilos por pulgada, equivalente a 0,074 mm, 74 micras), expresándose en porcentajes. En un lodo se considera arena a la fracción fina que pasa por este tamiz.
Para determinar la cantidad de arena que contiene, se toma una muestra de lodo de 100 cm3, pasándola por la malla del tamiz 200. El residuo retenido sobre el tamiz después del lavado con agua, se vierte en un tubo de cristal graduado en %, de 100 cm3 de volumen, expresándose el contenido de arena por la lectura correspondiente. Existe un dispositivo específico denominado "tamiz Baroid o elutriómetro", en el que el tamiz va intercalado entre un recipiente de volumen determinado y una probeta transparente graduada en porcentajes.

Principales propiedades reológicas y parámetros que definen y deben controlarse en los lodos de perforación

2009-05-04T13:24:00.000-07:00

DENSIDAD

Define la capacidad del lodo de ejercer una contrapresión en las paredes de la perforación, controlando de este modo las presiones litostática e hidrostática existentes en las formaciones perforadas.
Se determina pesando en una balanza un volumen conocido de lodo. La escala de la balanza (Baroid) da directamente el valor de la densidad del lodo. La densidad de los lodos bentoníticos puede variar desde poco más de la unidad hasta 1,2 aproximadamente. Para conseguir densidades mayores y que el lodo siga siendo bombeable, es preciso añadir aditivos como el sulfato bárico (baritina) que tiene una densidad comprendida entre 4,20 y 4,35, lográndose lodos con densidades de hasta 2,4. Otros aditivos para aumentar la densidad, aunque menos usados, son la galena (7,5), con cuya adición se pueden alcanzar densidades análogas a la de la baritina, el carbonato cálcico (2,7) o la pirita (5). Para rebajar la densidad será preciso diluir el lodo mediante la adición de agua.
En los lodos preparados para perforar pozos para agua, las densidades oscilan entre 1,04 y 1,14 sin que sean más eficaces cuando se sobrepasa esta cifra e incluso pueden aparecer problemas de bombeo y peligro de tapar con ellos horizontes acuíferos. Además, el aumento de la densidad del lodo no tiene un efecto grande en el mantenimiento de las paredes del pozo, más bien, es mayor la influencia de sus propiedades tixotrópicas y la adecuación de los restantes parámetros a la litología y calidad de las aguas encontradas. Si hubiera que controlar, por ejemplo surgencias, la densidad puede incrementarse mediante adición de aditivos pesados.
La densidad tiene una influencia directa en la capacidad de extracción del detritus, pues al regirse, de forma aproximada por la ley de Stoke es proporcional a la densidad del flujo considerado.

VISCOCIDAD

Es la resistencia interna de un fluido a circular. Define la capacidad del lodo de lograr una buena limpieza del útil de perforación, de mantener en suspensión y desalojar los detritus y de facilitar su decantación en las balsas o tamices vibrantes.
En los bombeos, a doble viscosidad será necesaria una doble potencia. Según la fórmula de Stokes, la velocidad de caída del detritus en el fluido es inversamente proporcional a su viscosidad, y por tanto, la capacidad de arrastre lo es directamente.
Es preciso adoptar, por tanto, una solución de compromiso: viscosidad no muy grande para que el lodo sea fácilmente bombeable, pero no tan pequeña que impida al lodo extraer el detritus producido.

La viscosidad del lodo se determina a pie de sondeo mediante el denominado "embudo Marsh", y según normas API, expresándose por el tiempo (en segundos) que tarda en salir por un orificio calibrado un determinado volumen de lodo.
Para la perforación de pozos, la viscosidad óptima suele oscilar entre 40 y 45 segundos, preferentemente alrededor de 38 (la viscosidad Marsh es aproximadamente de 26 s). La medida de la viscosidad debe realizarse con lodo recién agitado.
Para cálculos más precisos se determina la viscosidad en laboratorio utilizando el "viscosímetro Stomer" y expresando los datos en centipoises. Las medidas tienen que estar referenciadas con respecto a la temperatura del lodo (el agua a 29ºC tiene una viscosidad de 1 centipoise).

TIXOTROPIA

Es la propiedad que tienen las suspensiones bentoníticas de pasar de gel a sol mediante agitación. Ciertos geles pueden licuarse cuando se agitan vibran y solidificar de nuevo cuando cesa la agitación o la vibración. Las agitaciones o vibraciones, o incluso menores perturbaciones mecánicas hacen que una sustancia tixotrópica se vuelva más fluida, hasta el extremo de cambiar de estado, de sólida a líquida pudiéndo recuperarse y solidificar de nuevo cuando cesa la agitación o vibración.
Ciertas arcillas presentan propiedades tixotrópicas (p. ej., las suspensiones bentoníticas). Cuando las arcillas tixotrópicas se agitan, se convierte en un verdadero líquido, es decir, pasan de "gel" a "sol". Si a continuación se las deja en reposo, recuperan la cohesión y el comportamiento sólido. Para que una arcilla tixotrópica muestre este comportamiento deberá poseer un contenido en agua próximo a su límite líquido. En cambio, en torno a su límite plástico, no existe posibilidad de comportamiento tixotrópico.
Gracias a esta propiedad, independiente de la densidad, los lodos colaboran en el mantenimiento de las paredes de la perforación, incluso en formaciones de baja cohesión, al tiempo que ayudan a mantener el detritus en suspensión al interrumpirse la circulación de los mismos (extracción del varillaje, averías de la bomba o del circuito, etc.) evitando en buena parte que se depositen sobre el útil de perforación y lo bloqueen.
Para que un lodo bentonítico pase de sol a gel inmediatamente después de dejarlo de agitar, se requieren concentraciones del orden del 20% en peso. Hasta concentraciones del 3%, prácticamente no gelifica, haciéndolo algún tiempo después de haberse detenido la agitación para concentraciones comprendidas entre el 5-10%. Estas últimas son las que normalmente se utilizan para lodos de perforación.
La medida de la tixotropía puede hacerse valiéndose de un viscosímetro rotativo, generalmente de "tipo Stormer". Mediante este instrumento se determina el peso necesario, en gramos, para que comiencen a girar las aspas, para un gel recién agitado (gel 0), y el peso necesario para que ocurra lo mismo con un lodo, 10 minutos después de haber terminado su agitación (gel 10). La diferencia en peso (expresada en gramos) entre el gel 0 y el gel 10, indica, a "grosso modo", el grado de tixotropía del lodo.
La experiencia con lodos tixotrópicos de buenas características para su empleo en perforaciones, aconseja como valores adecuados para la tixotropía, los siguientes:
- gel en el minuto 0 ................ 8 a 10 g
- gel en el minuto 10 .............. 40 a 50 g

PH

Las condiciones de equilibrio químico de un lodo marcan la estabilidad de sus características. Una variación sustancial del pH debida por ejemplo a la perforación de formaciones evaporíticas, salinas, calcáreas u horizontes acuíferos cargados de sales, puede provocar la floculación del lodo, produciéndose posteriormente la sedimentación de las partículas unidas.
La estabilidad de la suspensión de bentonita en un lodo de perforación es esencial para que cumpla su función como tal, por lo que será necesario realizar un continuo control del pH. Esto se puede llevar a cabo mediante la utilización de papeles indicadores (sensibilidad alrededor de 0,5 unidades) sin necesidad de recurrir a ph-metros, ya que son delicados para usarlos de forma habitual en el campo. En general, un lodo bentonítico es estable cuando su pH está comprendido entre 7 y 9,5, aproximadamente, precipitando fuera de este intervalo. Para corregir y mantener el pH dentro de los límites adecuados se pueden utilizar diferentes productos.

CONTENIDO DE ARENAS

Un lodo de perforación en buenas condiciones debe presentar un contenido en fracciones arenosas prácticamente nulo (inferior al 2-3%). Si para su fabricación se usan productos de calidad, debe estar exento de arena. Sin embargo, a lo largo de la perforación y especialmente en acuíferos detríticos, es inevitable que a medida que avance la perforación, el lodo se va a ir cargando en arena, empeorando sus condiciones.Se ha comprobado que con contenidos de arena superiores al 15%, los lodos sufren un incremento "ficticio" de la densidad, repercutiendo en la viscosidad y la tixotropía. Además, el contenido en arena resulta especialmente nocivo para las bombas de inyección al desgastarlas prematuramente.
Para combatir estos efectos se disponen desarenadores. La forma más elemental consiste en dejar decantar en una balsa el lodo que retorna a la perforación, aspirándolo nuevamente en otra a la que ha llegado de la anterior por un rebosadero de superficie. Procedimientos más rápidos y eficaces, y a la larga menos costos, son las cribas vibratorias y los desarenadores centrífugos (ciclones).
El control del contenido en arena se realiza mediante tamices normalizados, más concretamente, el tamiz 200 (200 hilos por pulgada, equivalente a 0,074 mm, 74 micras), expresándose en porcentajes. En un lodo se considera arena a la fracción fina que pasa por este tamiz.
Para determinar la cantidad de arena que contiene, se toma una muestra de lodo de 100 cm3, pasándola por la malla del tamiz 200. El residuo retenido sobre el tamiz después del lavado con agua, se vierte en un tubo de cristal graduado en %, de 100 cm3 de volumen, expresándose el contenido de arena por la lectura correspondiente. Existe un dispositivo específico denominado "tamiz Baroid o elutriómetro", en el que el tamiz va intercalado entre un recipiente de volumen determinado y una probeta transparente graduada en porcentajes.

Floculacion

2009-05-04T13:06:00.000-07:00

La floculación es una de las propiedades físicas con las que cuentan los fluidos de perforación (Lodos) y se define como el proceso mediante el cual en una suspensión de arcilla las partículas sólidas se atraen entre si y forman agregados permanentes que se denominan floculos.
El proceso inverso u opuesto se denomina “Defloculacion” y consiste en la dispersión estable de las partículas de arcilla en un estado de subdivisión.

Una suspensión de arcilla como por ejemplo agua + arcilla(Caolinita) es un buen ejemplo un mal lodo de perforación porque este tiende a formar floculos de Caolinita ya que este tipo de arcilla no tiene buena suspensión.
Por este motivo se debe utilizar arcillas mas estables como la Bentonita en la preparación de lodos de perforación ya que la Bentonita es una arcilla con buena suspensión en líquidos y tiende a no formar floculos.

Si se presentan problemas de Floculación es un factor inconveniente para los lodos de perforación, para evitar esto siempre se añaden aditivos químicos defloculantes a los lodos de perforación.

La floculación puede evitarse de varias maneras:

* Reduciendo el material de las partículas en suspensión, lo que se consigue agregando un electrolito de cationes polivalentes tales como el Calcio, Magnesio, Aluminio.

* Agregando un electrolito en exceso, una fuerte concentración de Cloruro de Sodio produce un gran exceso de iones de Sodio en la solución, disminuyendo la disociación de arcilla debido al efecto del Ion común.
Elevando la temperatura, produciendo un incremento irreversible en la viscosidad lo que es importante para el control de lodos a grandes profundidades.

YACIMIENTOS DE ALTO ENCOGIMIENTO O DE ALTA VOLATILIDAD

2009-05-03T13:44:00.000-07:00

Se llaman también de petróleo volátil porque al ser llevados a superficie desprenden cantidades apreciables de vapores y esto ocasiona que el volumen se reduzca considerablemente respecto al que tenía en el subsuelo: su punto crítico está frecuentemente a la derecha del punto cricondenbarico. El diagrama de fases para petróleo crudo de alto encogimiento (volátil). Nótese que las líneas de calidad están juntas y próximas a la curva del punto de burbuja y están más ampliamente espaciadas a presiones bajas, lo cual indica predominio en el contenido de componentes intermedios y bajo contenido de componentes pesados. Este tipo de crudo se caracteriza por un alto encogimiento líquido inmediatamente bajo el punto de burbuja
Estos yacimientos están caracterizados porque la temperatura del yacimiento es ligeramente inferior a la temperatura crítica pero se halla muy cercana a esta, además la mezcla de hidrocarburos a condiciones iniciales se encuentra en estado líquido cerca del punto crítico. El equilibrio de fase en estos yacimientos es precario; cualquier pequeño cambio de presión ó temperatura modifica los volúmenes de líquido y gas. la producción de líquidos y gases se ve fuertemente influenciada por las condiciones de p y T de separación y el número de etapas, todo dentro la región dos fases del diagrama.

PROPIEDADES CARACTERÍSTICAS.

Por su alto contenido de componentes intermedios, el cambio de volumen de condiciones de reservorio a condiciones de superficie es grande; esto se traduce en un valor alto del factor de formación inicial de petróleo, a veces mayor que 2 bl/bls. Estadísticamente la fracción molar del heptano plus se halla entre 0.12 a 0.30

Ø Factor volumétrico de formación de petróleo menor a 2 bbl/STB
Ø RGP entre 2,000–3,200 scf/STB (según T. Ahmed)
Ø Gravedades del petróleo entre 45–55° API
Ø Baja recuperación líquida a condiciones de separador como indica el punto G Figura 1
Ø Color verduzco a naranja

Otra característica de los reservorios de petróleo volátil es que la gravedad API del líquido de tanque de almacenamiento aumenta a futuro.
UN PETRÓLEO VOLÁTIL NO ES SÓLO UN PETRÓLEO CON MUCHO GAS
En la Fig. 3 se esquematiza la dependencia del volumen de líquido con la presión del sistema para un Petróleo Volátil genérico. La línea azul muestra esta relación, poniendo de manifiesto el característico cambio dramático que se produce cuando la presión alcanza valores inferiores a la Presión de Saturación (Pb) del sistema. Traducido a valores típicos, la caída de presión de unos pocos [psi] de presión por debajo del Pb, da lugar a la formación de una fracción considerable de gas a expensas del volumen ocupado previamente por el líquido. Esta fracción de gas alcanza rápidamente valores del orden del 20% y hasta el 50% del volumen del sistema
Esta característica (formación de grandes cantidades de gas con pequeños cambios de presión), hace que la explotación de reservorios con petróleos volátiles manifieste cambios abruptos de comportamiento al alcanzarse la presión de saturación del sistema. El gas suele ser más móvil que el líquido en cuanto se produce la gasificación del fluido, pues la fase gaseosa rápidamente supera su saturación crítica.
En términos generales puede decirse que la mejor estrategia de explotación se basa en impedir que se produzca este fenómeno a escala de reservorio. Para lograr este objetivo es mandatorio identificar la presión de saturación de estos sistemas e implementar desde época temprana estrategias de mantenimiento de presión.
Si el mantenimiento de presión no resulta practicable (baja permeabilidad de la roca u otras características adversas) el reservorio mostrará cambios cualitativos de comportamiento al alcanzarse las presiones que dan lugar a la aparición de grandes fracciones del volumen de petróleo ocupado por gas.
SITUACIONES ESPECIALES:
1º Caso - Reservorios de baja permeabilidad con Petróleo Volátil:
El gas y el líquido, en fracciones de volumen similares, permanecen dispersos en el medio poroso. Como resultado de la menor viscosidad del gas y de su tendencia a ocupar los poros más grandes del sistema, la movilidad del gas rápidamente supera a la del líquido.
En superficie se observa un abrupto crecimiento de la RGP acompañado de un marcado incremento de la gravedad API del petróleo de tanque.
2º Caso - Reservorios de alta permeabilidad con Petróleo Volátil:
Este fenómeno da lugar a la formación de un casquete de gas, con características de Gas y Condensado y un halo o cinturón de petróleo con características muy diferentes a la del petróleo volátil original.
Pozos que aumentan drásticamente su RGP, con un comportamiento de producción muy similar a la de los yacimientos ricos de Gas y Condensado.
Pozos que disminuyen su RGP, con producción de petróleo de tanque de mucho menor gravedad API que la obtenida en las etapas iniciales de la explotación.

3º Caso - El Petróleo Volátil está en contacto con un Casquete de Gas.
El escenario dominante es el de la formación de cantidades importantes de gas en cuanto comienza la depletación.
En general la vía más adecuada de mantenimiento de presión es la de reinyección del gas luego de la extracción de los productos condensables en las instalaciones de superficie.
OBSERVACIÓN: La no detección temprana de reservorios de petróleo volátil puede conducir a una errónea identificación del fluido de reservorio. Por las características ya señaladas, una muestra de fluidos tomada en una explotación avanzada puede dar lugar a que se identifique como Gas y Condensado a un fluido que originalmente era un Petróleo Volátil.
BIBLIOGRAFÍA.

Ø Tarek Ahamed chapter 1 “fundamentals of reservoir fluid behaviour”
Ø Rolando Camargo Gallejos “Ingeniería de reservorios “comporta miento de fase pág112

PERFORACION EXPLORATORIA

2009-05-03T13:00:00.000-07:00

La única manera de saber realmente si hay petróleo en el sitio donde la investigación geológica propone que se podría localizar un depósito de hidrocarburos, es mediante la perforación de un hueco o pozo.
la profundidad de un pozo puede estar normalmente entre 2.000 y 25.000 pies, dependiendo de la región y de la profundidad a la cual se encuentre la estructura geológica o formación seleccionada con posibilidades de contener petróleo.
El primer pozo que se perfora en un área geológicamente inexplorada se denomina "pozo exploratorio" y en el lenguaje petrolero se clasifica "A-3".
De acuerdo con la profundidad proyectada del pozo, las formaciones que se van a atravesar y las condiciones propias del subsuelo, se selecciona el equipo de perforación más indicado.
Equipo de perforaciónLos principales elementos que conforman un equipo de perforación, y sus funciones, son los siguientes:
Torre de perforación o taladro - Es una estructura metálica en la que se concentra prácticamente todo el trabajo de perforación.
Tubería o "sarta" de perforación - Son los tubos de acero que se van uniendo a medida que avanza la perforación.
Brocas - Son las que perforan el subsuelo y permiten la apertura del pozo.
Malacate - Es la unidad que enrolla y desenrolla el cable de acero con el cual se baja y se levanta la "sarta" de perforación y soporta el peso de la misma.
Sistema de lodos - Es el que prepara, almacena, bombea, inyecta y circula permanentemente un lodo de perforación que cumple varios objetivos: lubrica la broca, sostiene las paredes del pozo y saca a la superficie el material sólido que se va perforando.
Sistema de cementación - Es el que prepara e inyecta un cemento especial con el cual se pegan a las paredes del pozo tubos de acero que componen el revestimiento del mismo. Motores - Es el conjunto de unidades que imprimen la fuerza motriz que requiere todo el proceso de perforación.
El tiempo de perforación de un pozo dependerá de la profundidad programada y las condiciones geológicas del subsuelo. En promedio se estima entre dos a seis meses.
La perforación se realiza por etapas, de tal manera que el tamaño del pozo en la parte superior es ancho y en las partes inferiores cada vez más angosto. Esto le da consistencia y evita derrumbes, para lo cual se van utilizando brocas y tubería de menor tamaño en cada sección.
Así, por ejemplo, un pozo que en superficie tiene un diámetro de 26 pulgadas, en el fondo puede tener apenas 8.5 pulgadas.
Durante la perforación es fundamental la circulación permanente de un "lodo de perforación", el cual da consistencia a las paredes del pozo, enfría la broca y saca a la superficie el material triturado.
Ese lodo se inyecta por entre la tubería y la broca y asciende por el espacio anular que hay entre la tubería y las paredes del hueco.
El material que saca sirve para tomar muestras y saber qué capa rocosa se está atravesando y si hay indicios de hidrocarburos.
Durante la perforación también se toman registros eléctricos que ayudan a conocer los tipos de formación y las características físicas de las rocas, tales como densidad, porosidad, contenidos de agua, de petróleo y de gas natural.
Igualmente se extraen pequeños bloques de roca a los que se denominan "corazones" y a los que se hacen análisis en laboratorio para obtener un mayor conocimiento de las capas que se están perforando.
Para proteger el pozo de derrumbes, filtraciones o cualquier otro problema propio de la perforación, se pegan a las paredes del hueco, por etapas, tubos de revestimiento con un cemento especial que se inyecta a través de la misma tubería y se desplaza en ascenso por el espacio anular, donde se solidifica.
La perforación debe llegar y atravesar las formaciones donde se supone se encuentra el petróleo. El último tramo de la tubería de revestimiento se llama "liner de producción" y se fija con cemento al fondo del pozo.
Al finalizar la perforación el pozo queda literalmente entubado (revestido) desde la superficie hasta el fondo, lo que garantiza su consistencia y facilitará posteriormente la extracción del petróleo en la etapa de producción.
El común de la gente tiene la idea de que el petróleo brota a chorros cuando se descubre, como ocurría en los inicios de la industria petrolera.
Hoy no es así. Para evitarlo, desde que comienza la perforación se instala en la boca del pozo un conjunto de pesados equipos con diversas válvulas que se denominan "preventoras".
Desde el momento en que se inicia la investigación geológica hasta la conclusión del pozo exploratorio, pueden transcurrir de uno a cinco años.
La perforación se adelanta generalmente en medio de las más diversas condiciones climáticas y de topografía: zonas selváticas, desiertos, áreas inundables o en el mar.
Cuando se descubre el petróleo, alrededor del pozo exploratorio se perforan otros pozos, llamados de "avanzada", con el fin de delimitar la extensión del yacimiento y calcular el volumen de hidrocarburo que pueda contener, así como la calidad del mismo.
La perforación en el subsuelo marino sigue en términos generales los mismos lineamientos, pero se efectúa desde enormes plataformas ancladas al lecho marino o que flotan y se sostienen en un mismo lugar. Son verdaderos complejos que disponen de todos los elementos y equipo necesarios para el trabajo petrolero.
En la exploración petrolera los resultados no siempre son positivo. En la mayoría de las veces los pozos resultan secos o productores de agua. En cambio, los costos son elevados, lo que hace de esta actividad una inversión de alto riesgo.
Podría decirse que buscar y encontrar petróleo es algo así como apostarle a la lotería.

Caracteristicas medioambientales del gas natural

2009-04-28T15:09:00.000-07:00

Aunque también es utilizado como materia prima en la industria química, el principal uso del gas natural es como combustible. La combustión del gas natural ofrece numerosas ventajas medioambientales frente a otros combustibles fósiles, que pueden resumirse en dos: mayor rendimiento energético y menor producción de contaminación.
La menor emisión de contaminantes se debe a su naturaleza y composición química:

* Por ser un combustible gaseoso, el gas natural produce una menor cantidad de inquemados con respecto a otros combustibles fósiles, ya que permite un mayor contacto con el comburente durante el proceso, y no da lugar a restos líquidos o sólidos.

* La inexistencia de impurezas o residuos en su composición química, y especialmente de azufre, se evita la emisión de SOx y disminuye la emisión de NOx (compuestos causantes de la lluvia ácida) y la presencia de partículas sólidas, metales pesados, cenizas, etc. en los gases de combustión, lo que facilita su aprovechamiento.

* Posee un bajo contenido en compuestos orgánicos volátiles, principales causantes de las nieblas urbanas y el aumento de la concentración de ozono a nivel del suelo.

* Por su baja relación carbono/hidrógeno, la cantidad de CO2 producida por unidad de energía es la menor de los combustibles fósiles (un 25% inferior a la producida en la combustión del petróleo y un 45% inferior a la del carbón), por lo que su contribución al efecto invernadero es menor.

* El mayor rendimiento energético de las turbinas de gas en las nuevas centrales de ciclo combinado permite un ahorro de energía entre el 15-45%, y el impacto ambiental por emisión de contaminantes resulta mucho menor. Así, se consigue reducir las emisiones de CO2 casi a la tercera parte de una central térmica convencional, las de NOx en un 85% (un 60% si comparamos con una central moderna) y eliminar totalmente la emisión de partículas y azufre.

Primer parcial

2009-04-27T12:06:00.000-07:00

CARRERA DE INGENIERIA PETROLERA
PET-204 PRIMER EXAMEN PARCIAL

Nombre Completo: _____________________________________________
Fecha: 18-04-2008 Nota:_____________

Las preguntas 1 a 8 valen 5 puntos c/u, las preguntas 9 y 10 valen 30 puntos c/u

1. Defina los objetivos de la Ingeniería de Reservorios
2. Defina el concepto de RESERVA
3. En qué consiste la CARACTERIZACION DEL RESERVORIO
4. Cómo clasifica los reservorios de petróleo según la presión inicial del mismo
5. Defina los tipos de petróleo y su relación con los diagramas de fase
6. Defina la POROSIDAD efectiva
7 Describa el Método de Dean-Stark para determinar la porosidad de una muestra
8. En qué consiste la MOJABILIDAD
9. Calcular el factor ascentrico y el factor de compresividad crítico Zc de la fracción de heptano plus cuyo peso molecular aparente es 155
q a b c d e f .
Tc, °R 544.4 0.2998 1.0555 –1.3478x10–4 –0.61641 0.0
Pc, psia 4.5203x104 –0.8063 1.6015 –1.8078x10–3 –0.3084 0.0
Vc ft3/lb 1.206x10-2 0.20378 –1.3036 –2.657x10–3 0.5287 2.6012x10-3
Tb, °R 6.77857 0.401673 –1.58262 3.77409x10–3 2.984036 -4.25288x10–3

Salerno y socios. zc = 0.291 - 0.080ω - 0.016ω2

10. Las áreas del mapa isopáquico de un reservorio se muestran a continuación. La constante del planímetro utilizado es de 0.0225 Unid Planim/Acre. Calcular el volumen de la roca.
Lectura Espesor
planím [pies]
1585 0
1210 25
598 25
457 25
426 25
298 25
187 25
62 25
25 25
0 10

Perforacion Direccional

2009-04-06T16:54:00.000-07:00

Introducción
Teniendo en cuenta que la tecnología en las operaciones de perforación de pozos exploratorios cada día es más avanzada, es obligación estar al tanto de estos avances.
Todos los sistemas de perforación implementados en el mundo deben tener esa herramienta necesaria como lo es la broca.
Desde los comienzos de la historia de la perforación este elemento ha jugado un papel demasiado importante y sus avances en cuanto a diseño, materiales de construcción etc., no deben inquietar, por lo tanto debemos estar al tanto de todo esto.
Es importante tener en cuenta que cada casa constructora tiene sus propias especificaciones y codificación para cada broca, pero tienen un objetivo en común desarrollar una tecnología que nos permita avanzar en la perforación al menor costo posible y con las mejores condiciones de seguridad.
Perforación Horizontal Dirigida
Cuando en un proyecto de contempla la colocación de ductos de tuberías que han de cruzar zonas urbanas de alto tránsito, pistas de aterrizaje con alto tráfico, ríos con caudal permanente, sin perturbar las operaciones normales puede sernos de gran ayuda el uso de la perforación horizontal dirigida.
La perforación horizontal dirigida (direccional) permite instalar un ducto por debajo de un obstáculo, como un río o carretera, sin perturbar el entorno. Al contrario de la técnica de perforación horizontal, la trayectoria curva de una perforación horizontal dirigida permite hacer pasar el ducto por debajo de obstáculos desde la superficie, de manera que no se requiere efectuar ninguna excavación importante.
Es ideal en suelos no pedregosos y bloques (arcilla, limo y arena), puede ejecutarse asimismo con casi todo tipo de rocas, permite instalar ductos que pueden alcanzar 1.200 milímetros de diámetro, ofrece la posibilidad de efectuar perforaciones que alcancen hasta 1.800 metros de longitud (lo que varía según las condiciones del suelo y el diámetro requeridos).
Situaciones que requieren el uso de la perforación direccional
*Complicaciones por la geología local.
*Incremento de la producción de un yacimiento desde un pozo en particular.
*Disminuir costos (ej. evitar instalaciones off-shore)
*Disminuir riesgos ambientales.
*Necesidad de mantener la verticalidad en pozos profundos.
*Pozos de alivio.
*Comercialización y distribución (construcción de oleoductos y gasoductos)
Causas que originan la perforación direccional
Existen varias razones que hacen que se programen pozos direccionales, estas pueden ser planificadas previamente o por presentarse problemas en lasa operaciones que ameriten un cambio de programa en la perforación. Las más comunes son las siguientes
1. Localizaciones inaccesibles: Son aquellas áreas a perforar donde se encuentra algún tipo de instalación o edificación (parque, edificio), o donde el terreno por condiciones naturales (lagunas, ríos, montañas) hacen difícil su acceso.
2. Domo de sal: donde los yacimientos a desarrollar están bajo la fachada de un levantamiento de sal por razones operacionales no se desee atravesar el domo.
3. Formaciones con fallas: donde el yacimiento esta dividido por varias fallas que se originan durante la compactación del mismo.
4. Múltiple pozo con una misma plataforma: desde la plataforma se pueden perforar varios pozos para reducir el costo de la construcción de plataformas individuales y minimizar los costos por instalación de facilidades de producción.

Pozos y su Importancia

2009-02-02T14:30:00.000-08:00

La optimización de la producción de hidrocarburos y el conocimiento de las características de los yacimientos a partir de datos de los pozos (tema de este libro) depende en gran medida de la calidad de los pozos. Se entiende por calidad la capacidad de alcanzar la tasa estimada de producción y/o suministrar una cantidad suficiente de datos del yacimiento con costos reducidos, siempre teniendo en consideración la seguridad y el respeto por el medio ambiente. La calidad, sin duda, depende de un buen trabajo de planificación. Este capítulo se refiere a algunos de los aspectos de esta planificación, especialmente en la necesidad de considerar todos los aspectos relacionados a la perforación de pozos y, en particular, el caso de los pozos horizontales.

La construcción de un pozo se concentra cada vez más en garantizar su retorno óptimo, teniendo en cuenta las necesidades los diversos participantes en la operación perforadores, ingenieros de producción, geólogos, geofísicos, petrofísicos, además de los inversionistas y directivos. Uno de los aspectos fundamentales consiste en cómo reconciliar estas necesidades y, cuando surgen conflictos entre ellas, cómo juzgar una con respecto a la otra. Un método utilizado es, por ejemplo, el análisis de riesgo. La primera sección del capítulo describe el proceso del análisis de riesgo y señala cómo incluir las necesidades de la geociencia junto con las necesidades tradicionales de la perforación.Los fluidos de perforación pueden tener un efecto importante sobre la tasa de producción y la adquisición de datos. El problema de seleccionar el fluido adecuado constituye un muy buen ejemplo de la necesidad de considerar los requisitos de los distintos grupos y balancearlos entre sí.

La elección no siempre resulta obvia; por ejemplo, el uso de un fluido que provoca daño en la formación puede ser adecuado o no, dependiendo del tipo de completación y los planes de estimulación. Esta sección se refiere a los factores involucrados y presenta los resultados obtenidos con estudios de laboratorio que puede ayudar a cuantificar mejor estos factores.

Resulta indudable que los pozos horizontales han estimulado gran atención en la planificación de los pozos.

La ubicación del pozo, la estabilidad del hoyo, los efectos de una sección muy larga del yacimiento son algunos de los aspectos que requieren una lanificación más precisa e integrada. Se Recalca que siguiente muestra cómo los datos de n pozo piloto se utilizaron para planificar la perforación y la completación de un pozo horizontal. En particular, el pozo piloto indicó que si se lo perforaba con una trayectoria paralela a la dirección del esfuerzo mínimo se podría completar a hueco abierto, con lo cual se reduciría considerablemente la inversión.

El pozo fue perforado y completado con todo éxito, y su producción fue el doble de la tasa de un pozo vertical típico en esa misma área. En la sección final se describe la técnica de navegación de un pozo horizontal desde el punto de vista geológico y no geométrico. Esta teoría depende de la adquisición de datos de la formación tan cerca de la mecha como sea posible; de una buena tarea de planificación; así como de una buena coordinación, y de la disponibilidad de un sistema de computación adecuado al pie del pozo. Una parte importante de la planificación consiste en simular la respuesta de las mediciones para varios escenarios posibles, de manera que cuando éstos ocurren durante la perforación se pueden tomar las decisiones necesarias con mayor facilidad.

Petroleo Proceso y Refinado

2009-02-02T14:07:00.000-08:00

Un pozo que ha sido perforado y entubado hasta llegar a la zona donde se encuentra el petróleo, está listo para empezar a producir.
Antigua refinería
Desde los separadores, por medio de cañerías, el crudo es enviado a los aparatos especiales donde se separan de él el gas y el agua.
A través de otras cañerías, conocidas como gasoductos, se conduce el gas a diferentes sitios para su empleo como combustible o para tratamiento posterior y otras cañerías (oleoductos) conducen el petróleo a los estanques de almacenamiento desde donde se les envía a su destino.

Refinería de petróleo
Las refinerías de petróleo funcionan veinticuatro horas al día para convertir crudo en derivados útiles. El petróleo se separa en varias fracciones empleadas para diferentes fines. Algunas fracciones tienen que someterse a tratamientos térmicos y químicos para convertirlas en productos finales como gasolina o grasas.
En los primeros tiempos, la refinación se contentaba con separar los productos preexistentes en el crudo, sirviéndose de su diferencia de volatilidad, es decir, del grosor de una molécula. Fue entonces cuando se aprendió a romperlas en partes más pequeñas llamadas "de cracking", para aumentar el rendimiento en esencia, advirtiéndose que ellas y los gases subproductos de su fabricación tenían propiedades "reactivas".
A principios del pasado siglo, los franceses de Alsacia refinaron el petróleo de Pechelbronn, calentándolo en una gran "cafetera". Así, por ebullición, los productos más volátiles se iban primero y a medida que la temperatura subía, le llegaba el turno a los productos cada vez más ligeros. El residuo era la brea de petróleo o de alquitrán. Asimismo, calcinándolo, se le podía transformar en coque, excelente materia prima para los hornos metalúrgicos de la época.
Los ingenieros norteamericanos y germanos introdujeron los alambiques en cascada, sistema en que cada cilindro era mantenido a una temperatura constante. El petróleo penetraba en el primero y una vez rescatado lo que podía evaporarse, pasaba al siguiente, que se encontraba a temperatura más alta y así sucesivamente hasta el último, desde el cual corría la brea.

El principio básico en la refinación del crudo radica en los procesos de destilación y de conversión, donde se calienta el petróleo en hornos de proceso y se hace pasar por torres de separación o fraccionamiento y plantas de conversión.
En las distintas unidades se separan los productos de acuerdo a las exigencias del mercado.
La primera etapa en el refinado del petróleo crudo consiste en separarlo en partes, o fracciones, según la masa molecular.
El crudo se calienta en una caldera y se hace pasar a la columna de fraccionamiento, donde la temperatura disminuye con la altura.
Las fracciones con mayor masa molecular (empleadas para producir por ejemplo aceites lubricantes y ceras) sólo pueden existir como vapor en la parte inferior de la columna, donde se extraen.

Las fracciones más ligeras (que darán lugar por ejemplo a combustible para aviones y gasolina) suben más arriba y son extraídas allí.
Todas las fracciones se someten a complejos tratamientos posteriores para convertirlas en los productos finales deseados.
Una vez extraído el crudo, se trata con productos químicos y calor para eliminar el agua y los elementos sólidos y se separa el gas natural. A continuación se almacena el petróleo en tanques desde donde se transporta a una refinería en camiones, por tren, en barco o a través de un oleoducto. Todos los campos petroleros importantes están conectados a grandes oleoductos.

Destilación básica
La herramienta básica de refinado es la unidad de destilación. El petróleo crudo empieza a vaporizarse a una temperatura algo menor que la necesaria para hervir el agua.
Los hidrocarburos con menor masa molecular son los que se vaporizan a temperaturas más bajas, y a medida que aumenta la temperatura se van evaporando las moléculas más grandes.
El primer material destilado a partir del crudo es la fracción de gasolina, seguida por la nafta y finalmente el queroseno.
En las antiguas destilerías, el residuo que quedaba en la caldera se trataba con ácido sulfúrico y a continuación se destilaba con vapor de agua.
Las zonas superiores del aparato de destilación proporcionaban lubricantes y aceites pesados, mientras que las zonas inferiores suministraban ceras y asfalto.

Craqueo térmico
El proceso de craqueo térmico, o pirólisis a presión, se desarrolló en un esfuerzo para aumentar el rendimiento de la destilación.
En este proceso, las partes más pesadas del crudo se calientan a altas temperaturas bajo presión. Esto divide (craquea) las moléculas grandes de hidrocarburos en moléculas más pequeñas, lo que aumenta la cantidad de gasolina —compuesta por este tipo de moléculas— producida a partir de un barril de crudo.
No obstante, la eficiencia del proceso era limitada, porque debido a las elevadas temperaturas y presiones se depositaba una gran cantidad de coque (combustible sólido y poroso) en los reactores. Esto, a su vez, exigía emplear temperaturas y presiones aún más altas para craquear el crudo.
Más tarde se inventó un proceso de coquefacción en el que se recirculaban los fluidos; el proceso funcionaba durante un tiempo mucho mayor con una acumulación de coque bastante menor. Muchos refinadores adoptaron este proceso de pirólisis a presión.

Alquilación y craqueo catalítico
La alquilación y el craqueo catalítico aumentan adicionalmente la gasolina producida a partir de un barril de crudo.
En la alquilación, las moléculas pequeñas producidas por craqueo térmico se recombinan en presencia de un catalizador.
Esto produce moléculas ramificadas en la zona de ebullición de la gasolina con mejores propiedades (por ejemplo, mayores índices de octano-octanaje) como combustible de motores de alta potencia, como los empleados en los aviones comerciales actuales.
En el proceso de craqueo catalítico, el crudo se divide (craquea) en presencia de un catalizador finamente dividido. Esto permite la producción de muchos hidrocarburos diferentes que luego pueden recombinarse mediante alquilación, isomerización o reformación catalítica para fabricar productos químicos y combustibles de elevado octanaje para motores especializados.
La fabricación de estos productos ha dado origen a la gigantesca industria petroquímica, que produce alcoholes, detergentes, caucho sintético, glicerina, fertilizantes, azufre, disolventes y materias primas para fabricar medicinas, nylon, plásticos, pinturas, poliésteres, aditivos y complementos alimenticios, explosivos, tintes y materiales aislantes.

REFINO DEL PETROLEO

2009-02-02T14:00:00.001-08:00

El petróleo, Cuando se extrae de los pozo, no es un componente útil prácticamente. Para ello es fundamental sepáralo en diferente fracciones para aprovechar sus características. A dicho proceso se le llama refino del petróleo.La industria del refino tiene como finalidad obtener del petróleo la mayor cantidad posible de productos de calidad bien determinada, que van desde los gases ligeros, como el propano y el butano, hasta las fracciones más pesadas, fuel óleo y asfaltos, pasando por otros productos intermedios como las gasolinas, el gasoil y los aceites lubricantes.El petróleo bruto contiene todos estos productos en potencia porque está compuesto casi exclusivamente de hidrocarburos, cuyos dos elementos son el carbón y el hidrógeno. Ambos elementos al combinarse entre sí pueden formar infinita variedad de moléculas y cadenas de moléculas.

Una refinería es una instalación industrial en la que se transforma el petróleo crudo en productos útiles para las personas. El conjunto de operaciones que se realizan en las refinerías para conseguir estos productos son denominados “procesos de refinamiento”. Los procesos de refino dentro de una refinería se pueden clasificar, por orden de realización y de forma general, en destilación, conversión y tratamiento.Antes de comenzar este proceso se realiza un análisis de laboratorio del petróleo, puesto que no todos los petróleos son iguales, ni de todos se pueden extraer las mismas sustancias. A continuación se realizan una serie de refinados “piloto” donde se experimentan a pequeña escala todas las operaciones de refino. Una vez comprobados los pasos a realizar, se inicia el proceso.

La primera refinería, inaugurada en 1861, producía queroseno mediante destilación atmosférica simple. Entre los subproductos había alquitrán y nafta. Pronto se descubrió que podían producirse aceites lubricantes de alta calidad destilando petróleo al vacío. Con todo, durante los 30 años siguientes el queroseno fue el producto de mayor demanda. Los dos acontecimientos más significativos en el cambio de esta situación fueron: la invención de la luz eléctrica, que redujo la demanda de queroseno, la invención del motor de combustión interna, al que siguió una demanda de gasóleo diesel y gasolina (nafta).

Con la llegada de la producción a gran escala y la primera Guerra Mundial, el número de vehículos propulsados por gasolina aumentó de manera espectacular, como lo hizo la demanda de gasolina. Con todo, los procesos de destilación atmosférica y al vacío sólo permitían obtener del petróleo crudo cierta cantidad de gasolina. El primer proceso de craqueo térmico se aplicó en 1913. El craqueo térmico sometía los combustibles pesados a presión y calor intenso, descomponiendo así físicamente sus grandes moléculas en otras más pequeñas, con lo que producía más gasolina y combustibles de destilación. A fines del decenio de 1930 se aplicó una forma más elaborada de craqueo térmico, la ruptura de la viscosidad, que permitía obtener productos más valiosos y apreciables.Al elaborarse motores de gasolina de compresión más elevada, se produjo una demanda de gasolina de mayor octanaje, con mejores cualidades antidetonantes.

La introducción del craqueo catalítico y de los procesos de polimerización en la segunda mitad del decenio de 1930, satisfizo esta demanda al proporcionar gasolina de mayor rendimiento y octanajes más elevados. Al comienzo del decenio de 1940 se desarrolló la alquilación, otro proceso catalítico, para producir más gasolina destinada al campo de la aviación de alto octanaje y cargas petroquímicas para la fabricación de explosivos y caucho sintético.Le siguió la isomerización catalítica, cuyo objeto era convertir los hidrocarburos para producir mayores cantidades de materias primas para la alquilación.Después de la segunda Guerra Mundial se introdujeron diversos procesos de reforma que mejoraron la calidad y el rendimiento de la gasolina, y proporcionaron productos de mayor calidad. Algunos de ellos requerían el empleo de catalizadores y/o de hidrógeno para cambiar las moléculas y eliminar el azufre. Durante el decenio de 1960 se introdujeron mejoras en los catalizadores y se elaboraron métodos de proceso, como el hidrocraqueo y la reforma, para aumentar los rendimientos de la gasolina y mejorar las cualidades antidetonantes. Tales procesos catalíticos produjeron también moléculas de doble enlace (alquenos), base de la moderna industria petroquímica.

El número y tipo de los diferentes procesos utilizados en las modernas refinerías dependen principalmente de la naturaleza de los crudos empleados como materia prima y de los requisitos de los productos finales. También influyen en los procesos factores económicos: costes de los crudos, valores de los productos, disponibilidad de servicios básicos y transporte. La cronología de la introducción de los diversos procesos se recoge en el siguiente grafico:

ANALISIS PVT

2009-02-02T13:31:00.000-08:00

El análisis PVT realiza estudios detallados de los fluidos del yacimiento, estos se conducen en fluidos de hidrocarburos representativos del yacimiento adquiridos por muestreo de fondo o por recombinación de muestras de superficie del separador. Los datos generados por medio de estos servicios son esenciales para la predicción del comportamiento del yacimiento y de la mezcla del producto a través de la vida productiva del yacimiento.

Algunas pruebas que se realizan en el análisis PVT son las siguientes:
Las Pruebas de Desplazamiento Diferencial: simulan el proceso de depletamiento de la presión que ocurre durante la producción y predice los cambios en las propiedades del fluido asociadas a la evolución del gas en el aceite o de la condensación de líquidos en un sistema rico en gas.
Las Pruebas de Relación Presión-Volumen: documentan los cambios volumétricos al sistema de fluido a medida que la presión del yacimiento declina durante la producción.
Las Pruebas de Viscosidad de Aceite Vivo: evalúan los efectos sobre la viscosidad del fluido por encima y por debajo de la presión de saturación del sistema de hidrocarburos para predecir cualquier declinación en las tasas de producción.
Las Pruebas de Liberación Instantánea del Separador: se conducen para evaluar cambios en la mezcla del producto que resulta de cambios en las condiciones del equipo de procesamiento de superficie para permitir la optimización del valor económico de los hidrocarburos producidos

TIPOS DE LODOS

2009-01-22T13:27:00.000-08:00

TIPOS DE LODOS

Una forma simple en la que podemos agrupar los fluidos de perforación, puede ser la siguiente:

- FLUIDOS GAS-AIRE
Usando como fluido de perforación aire, gas natural, gases inertes o mezclas con agua, se han obtenido grandes ventajas económicas en secciones de rocas consolidadas donde difícilmente se encontrarían grandes cantidades de agua, pues un aporte adicional de líquido contribuiría a formar lodo, embotando la sarta, especialmente la broca; el aire o gas seco proveen la mayor rata de penetración de los diferentes fluidos de perforación, los cortes son usualmente reducidos a polvo al mismo tiempo que se dirigen a la superficie, al ser bombardeados a alta velocidad contra los tool joints.El transporte de los cortes depende de la velocidad en el anular, al no poseer propiedades que garanticen por sí mismas la suspensión de los cortes o sólidos transportados; siendo no recomendable su uso ante paredes de pozo inestables, formaciones productoras de agua, formaciones con alta presión de poro y adversos factores económicos. En general el uso de este tipo de fluidos resulta en una rata de perforación más rápida, mayor footage para la broca, mayor posibilidad para tomar pruebas de las formaciones, limpieza de los corazones, mejores trabajos de cementación y mejores completamientos. Se usa mist drilling o perforación de niebla cuando una pequeña cantidad de agua entra al sistema, eventualmente agentes espumantes son inyectados en la corriente por tanto disminuyen la tensión interfacial entre el agua, dispersándola dentro del gas, lo cual incrementa la habilidad de eliminar el agua producida por la formación. Agentes anti-corrosión normalmente no son usados pero cuando ocurre o se encuentra agua, un inhibidor tipo amina sirve para proteger la sarta.

- LODOS ESPUMOSOSFabricados mediante la inyección de agua y agentes espumantes dentro de una corriente de aire o gas creando un espuma estable y viscosa o mediante la inyección de una base gel conteniendo un agente espumante, su capacidad de acarreo es dependiente más de la viscosidad que de la velocidad en el anular. En cuanto a los lodos aireados en una base gel, tienen el propósito de reducir la cabeza hidrostática y prevenir pérdidas de circulación en zonas de baja presión, además de incrementar la rata de penetración.- LODOS BASE AGUALa bentonita es usada para tratar lodos de agua fresca para satisfacer las necesidades reológicas del lodo, así como para controlar las pérdidas de fluido; obtiene su mejor desempeño en lodos que contengan menos de 10,000 ppm (partes por millón) de cloruro de sodio, al afectar grandemente sus propiedades. Los fosfatos (siendo el pirofosfato ácido de sodio (SAPP) el más usado) son químicos inorgánicos usados para dispersar estos lodos cuyas viscosidades aumentan mediante la contaminación con cemento o con sólidos perforados, sin embargo, no reducen la pérdida de fluido y no son estables a temperaturas superiores a los 150°F.Rara vez un lodo formado a partir de solo bentonita es usado, gracias a su facilidad a ser contaminado.

- LODOS NO DISPERSOS
Utilizados para perforar pozos poco profundos o los primeros metros de pozos profundos (lodos primarios), en la mayoría de casos compuesto de agua dulce, bentonita y cal apagada (hidróxido de calcio), donde primero se hidrata la bentonita y luego se agrega cal para aumentar el valor real de punto de cedencia, que le da la capacidad de transportar recortes, a bajas ratas de corte (shear rate). Las cantidades requeridas de bentonita y cal dependen del punto de cedencia deseado (en muchos pozos se puede usar entre 15 y 25 lbm/bbl de la primera y entre 0.1 y 1 lbm/bbl de la segunda). El objetivo de este sistema es reducir la cantidad total de sólidos arcillosos, resultando en una rata de penetración alta. No son muy estables a altas temperaturas, aproximadamente 400°F.Para el control de pérdidas de filtrado en estos lodos se recomienda agregar a la mezcla, un polímero no iónico tal como el almidón o el XC que respeten el punto de cedencia logrado por la cal. Su concentración común varía entre 0.5 y 0.75 lbm/bbl. No toleran contaminaciones salinas de 10,000 ppm y superiores o contaminaciones de calcio que excedan las 100 ppm. No es recomendado el uso de CMC que actúa como adelgazante a ratas de corte bajas. Pero a altas velocidades de corte (común en la tubería de perforación y en las boquillas de la broca) aumenta la viscosidad efectiva del lodo, elevando la resistencia friccional requiriéndose mayores presiones de bombeo. No contienen adelgazantes.- LODOS DE CALCIOAltamente tratados con compuestos de calcio, catión divalente que inhibe el hinchamiento de las arcillas de las formaciones perforadas, muy utilizados para controlar shales fácilmente desmoronables. También aplicados en la perforación de secciones de anhidrita de considerable espesor y en estratos con flujos de agua salada. Estos lodos difieren de los otros base agua, en que las arcillas base sodio de cualquier bentonita comercial o la bentonita que aporta la formación es convertida a arcillas base calcio mediante la adición de cal o yeso, tolerando altas concentraciones de sólidos arcillosos con bajas viscosidades a comparación de los otros fluidos base agua fresca.
Estos sistemas son referidos como lodos base cal o base yeso dependiendo cual de estos químicos es usado para convertir el sistema a base calcio. Normalmente se obtienen por la adición de cal apagada, de tal forma que la arcilla sódica (bentonita), se convierta en arcilla cálcica, manteniéndose usualmente concentraciones en exceso de cal: de 1 a 2 lbm/bbl (en lodos bajos en cal) o de 5 a15 lbm/bbl (en lodos altos en cal) y en los sistemas de yeso un exceso de 2 a 4 lbm/bbl, para no aceptar los que puedan aportar las formaciones, inalterándolas, previniendo formar cavernas.

- LODOS DISPERSOSMuy útiles cuando se perfora a grandes profundidades o en formaciones altamente problemáticas, pues presentan como característica principal la dispersión de arcillas constitutivas, adelgazando el lodo. Compuestos por bentonita, sólidos perforados y bajas concentraciones de agentes dispersantes, tales como los lignosulfonatos y lignitos; el PH de este lodo está entre 8.5 y 10.5 para mantener estable el NaOH que es requerido para activar el agente dispersante usado.Estos lodos pueden ser similares en aplicabilidad a los lodos con fosfato, pero pueden ser usados a mayores profundidades gracias a la estabilidad del agente dispersante, los lignitos son más estables que los lignosulfonatos a temperaturas elevadas y son más efectivos como agente de control de pérdida de circulación, aunque los lignosulfonatos son mejores agentes dispersantes, el carácter reductor de filtrado para el lignosulfonato se degrada a 350°F. Esta combinación de aditivos ha sido una de las mayores razones para perforar a altas presiones y por lo tanto a altas temperaturas mediante observaciones realizadas en una celda de alta temperatura y presión; no obstante indican que estos lodos desestabilizan shales que contienen arcillas de montmorillonita e incluso en arcillas illíticas, cloríticas y caoliníticas; esto también se ha verificado en numerosas operaciones de campo. La valiosa propiedad del lignosulfonato, para deflocular y dispersar arcillas, se convierte en responsable de daños en la formación (reducción en la permeabilidad) altamente significativos a medida que invade zonas potencialmente productoras que contengan arcillas, estas permeabilidades pueden reducirse de tal manera, que intervalos potencialmente productores pueden inicialmente pasarse por alto o incluso después de probar para mirar el potencial de productividad, dejarlos abandonados.

- LODOS BAJOS EN SOLIDOSSon aquellos lodos en los cuales la cantidad y tipos de sólidos son estrictamente controlados. Estos no deben presentar porcentajes en volumen de sólidos totales por encima de 10% y la relación de sólidos perforados a bentonita, debe ser menor que 2:1.En años recientes han aparecido productos nuevos que hacen práctico el uso de lodos con cloruro de potasio, cuya concentración de cloruro de potasio usada depende del tipo de formación a perforar. Los lodos con concentraciones bajas (de 5 a 7 % en peso de agua utilizada para preparar el lodo) se usan en formaciones de shales firmes o de shales inestables que contengan muy poca esmectita y en arenas potencialmente ricas en hidrocarburos que pueden sufrir daños en su permeabilidad al ponerse en contacto con agua dulce. Los lodos con concentraciones altas (de 10 a 20 % en peso de agua) se utilizan para perforar shales tipo gumbo (que se hacen pegajosos y pierden su porosidad al contacto con el agua dulce), y para perforar “shales” ricos en esmectita.La composición básica de estos lodos es: agua dulce o agua de mar, cloruro de potasio, un polímero para inhibición ( poliacrilamida generalmente), un polímero generador de viscosidad (tipo XC con frecuencia), bentonita prehidratada, almidón estabilizado o CMC, potasa cáustica o soda cáustica, y otros aditivos como lubricantes. Como factores importantes a considerar se contemplan:· Baja tolerancia a los sólidos, por consiguiente tienden a ser altamente procesados, haciendo de este lodo uno de los más onerosos.· Debido al presencia necesaria de polímeros, para controlar las pérdidas de filtrado, limita su uso a temperaturas de 250°F como máximo.· Exhiben un comportamiento de plástico de Bingham, con puntos de cedencia altos y buenas viscosidades a ratas de corte bajas; su capacidad de limpieza del pozo es grande.· Según visualizaciones, en laboratorio, en una celda de alta temperatura y alta presión, indican que el lodo con cloruro de potasio es el lodo base agua más efectivo para estabilizar shales problemáticos.· El consumo de cloruro de potasio es muy elevado en shales con capacidad de intercambio catiónico alta (shales tipo gumbo), por lo tanto el valor de la concentración cae demasiado bajo y se reduce la efectividad para estabilizar shales.

- LODOS SATURADOS CON SAL
Nombre común para un lodo de perforación en el que la fase agua está saturada (mínimo 189,000 ppm) de cloruro de sodio (inclusive 315,000 ppm @ 68°F). El contenido salino puede provenir propiamente del agua, mediante adición en la superficie o aporte de las formaciones perforadas; varias sales pueden ser usadas según el propósito específico, como las de sodio, calcio, magnesio y potasio. La base convencional de estos lodos es la atapulguita o bentonita prehidratada y los compuestos de starsh o almidón y carboximetilcelulosa (CMC) que son usados para el control de perdidas de fluido. Debe considerarse que:· Se hace casi inmanejable cuando se permite que el conjunto de sólidos de gravedad específica baja se vuelva alto. Así, para que un lodo saturado con sal y de densidad de 11.1 lbm/gal cumpla bien sus funciones debe presentar- como máximo- 9% en volumen (aproximadamente 75 lbm/bbl), de sólidos de baja gravedad especifica.· Después de los lodos base aceite y de los preparados con cloruro de potasio (excluyendo los preparados con materiales poliméricos), los lodos saturados con sal son de los mejores para perforar “shales” problemáticos. No obstante, muchas veces se opta por no usar los lodos saturados con sal por dos razones: 1) requieren cantidades mayores de materiales para controlar sus perdidas de filtrado, debido a que son sistemas inhibidos (presentan aditivos que impiden o limitan su reacción con las formaciones perforadas), con grandes cantidades de sal común. 2) dificultad para controlar sus propiedades reológicas, por su facilidad de dispersar en el lodo los recortes de la formación, situación debida, principalmente a la caída de la concentración de sal por debajo del punto de saturación o al aumento por encima de los niveles máximos, de sólidos de baja gravedad específica, así el agua permanezca saturada de sal.· Finalmente puede decirse que a pesar de estar las concentraciones de sólidos dentro de los límites apropiados, un lodo saturado con sal alcanza fuerzas de gel muy altas, sin embargo esta situación puede ser remediada con la adición de lignosulfonatos y soda cáustica.

- LODOS CON MATERIALES POLIMERICOSSon aquellos base agua dulce o salada, que tienen incorporados compuestos químicos de cadena larga y peso molecular alto, que pueden contribuir: (1) al control de pérdidas de filtrado y de propiedades reológicas, (2) a la estabilidad térmica, (3) a la resistencia ante contaminantes, (4) a la protección de zonas potencialmente productoras, (5) a mantener la estabilidad de las formaciones atravesadas, (6) a dar lubricación a la sarta, prevenir pegas y corrosión, (7) a mejorar la perforabilidad, (8) a mantener un ambiente limpio, etc.Entre los materiales poliméricos más usados están: el almidón, la gomas de “Guar”, “Xanthan” y de algarrobo, CMC, el lignito, la celulosa polianiónica, los poliacrilatos, el copolimero de vinil amida/vinil sulfonato, la poliacrilamida parcialmente hidrolizada, los ácidos poliaminados y la metilglucosa, entre otros.La desventaja relativa más prominente de los lodos con materiales poliméricos parece ser su alto costo siendo superados en costo por lodos base aceite y base material sintético.

- ULTIMOS LODOS PROPUESTOS COMO ALTERNATIVA A LOS FLUIDOS NEUMÁTICOSEn momentos en los cuales las técnicas de perforación, de bajo balance de presión (underbalance) tienen gran aplicación en los Estados Unidos de América (más del 12% de los pozos allí perforados durante 1997 se planearon con este método), es así que se ha propuesto un nuevo sistema de lodos que han sido probados en campo con éxito y que se constituyen en una buena alternativa al uso de fluidos neumáticos, pues con ellos:· Se puede disponer de un lodo de muy baja densidad e incompresible.· Se eliminan los grandes compresores requeridos por los fluidos neumáticos.· Se pueden utilizar herramientas MWD.Como con los fluidos neumáticos, con estos nuevos lodos se pueden lograr ratas de perforación altas y disminuir los daños de formación y las pérdidas de circulación. La reducción de densidad en lodos convencionales incluso puede 7 u otras sustancias corrosivas; lograrse agregando (en concentraciones de mas del 20%, en volumen) esferas de vidrio huecas (gravedad especifica de 0.37, diámetro promedio de 50 micrómetros y 3,000 psi de resistencia al colapso) desarrolladas con el auspicio del Departamento de Energía de los Estados Unidos. De fácil remoción y reciclables.

- LODOS BASE ACEITEExisten dos tipos principales de sistemas:a) Lodos de aceite; que contienen menos del 5% en agua y contiene mezclas de álcalis, ácidos orgánicos, agentes estabilizantes, asfaltos oxidados y diesel de alto punto de llama o aceites minerales no tóxicos. Uno de sus principales usos es eliminar el riesgo de contaminación de las zonas productoras. Los contaminantes como la sal o la anhidrita no pueden afectarlos y tiene gran aplicación en profundidad y altas temperaturas, también son especiales para las operaciones de corazonamiento.b) Emulsiones invertidas: estos sistemas contiene más del 50% en agua, que se encuentra contenida dentro del aceite mediante emulsificantes especiales; este lodo es estable a diferentes temperaturas.El uso de estos dos tipos de lodos requiere cuidados ambientales debido a su elevado poder contaminante. Pueden pesar 7.5 ppg (libras por galón) sin el uso de materiales pesantes. Estos lodos han sido empleados con éxito para muchas tareas de perforación con: pozos profundos con condiciones extremas de presión y temperatura; problemas de pega de tubería y de estabilidad de pozo; necesidad de atravesar zonas que contienen sales, yeso o anhidrita; presencia de sulfuro de hidrógeno hallazgo de formaciones potencialmente productoras; gran necesidad de minimizar la fricción y los torques (en pozos altamente desviados). Lastimosamente su carácter contaminante ha restringido su uso.

- LODOS CUYA FASE CONTINUA ES “MATERIAL SINTETICO (producido por síntesis química)”Esta nueva clase de lodos –denominados “lodos basados en seudo-aceite” – poseen la mayoría de propiedades de los lodos con fase continua aceitosa y con su uso se podrían disminuir los grandes problemas de contaminación causados, pero muchos de ellos presentan toxicidad acuática. Aun así, algunos autores recomiendan estos nuevos lodos como una alternativa al uso de lodos cuya fase continua es aceite. Otras desventajas son: el costo (varios cientos de dólares por barril, situación que se agravaría con la presencia de pérdidas de circulación) y su poca estabilidad a altas temperaturas. Entre los materiales sintéticos más empleados se encuentran: Ester; Éter, Poli-alfa-olefina, Alquil-benceno-lineal y Alfa-olefina lineal.

Fuente: http://www.infocuencas.com/

Las diversas funciones de los fluidos de perforación

2009-01-11T12:34:00.000-08:00

El difícil medio en el que se realizan las operaciones de perforación subterránea incentivó la investigación y el desarrollo de fluidos de perforación que pueden desempeñar diversas funciones cruciales en el proceso de perforación: suspensión, control de presión, estabilización de las formaciones, flotabilidad, lubricación y enfriamiento.
SuspensiónEl paso de los fluidos de perforación a través de la tubería y luego hacia la superficie algunas veces se interrumpe, ya sea por un problema o a fin de extraer la tubería del pozo para cambiar el trépano. Cuando la perforación se detiene, los detritos suspendidos en el fluido pueden descender al fondo del pozo y obstruir la perforación. Es por eso que los fluidos de perforación están diseñados con una propiedad muy interesante que permite resolver este problema. El espesor o la viscosidad del fluido se incrementa a medida que el movimiento del fluido se hace más lento. Cuando el fluido se detiene, se forma un gel espeso que mantiene los detritos de la roca en suspensión y evita que desciendan al fondo del pozo. Cuando el fluido comienza a moverse nuevamente, se torna cada vez menos espeso y vuelve a su estado anterior, es decir, se transforma en un fluido liviano y líquido.
Control de la presiónHay una imagen muy difundida que muestra petróleo brotando de una torre de perforación muy alta que parece tocar el cielo, mientras los trabajadores desbordan de alegría por haber encontrado este preciado oro negro. En realidad, esas erupciones son poco comunes y no son motivo de celebración, dado que el objetivo es extraer petróleo en forma controlada. El lodo está diseñado para prevenir esos accidentes, ya que contrarresta la presión natural de los fluidos en las formaciones rocosas. Se debe alcanzar un equilibrio justo, en el que la presión que ejerce el fluido de perforación contra las paredes del pozo sea suficiente para contrarrestar la presión que ejercen las formaciones rocosas y el petróleo o gas, pero que no sea tan fuerte como para dañar el pozo. Si el peso del fluido de perforación fuese muy grande, podría provocar la fractura de la roca y el fluido de perforación se perdería en la tierra.
La presión de un líquido depende de su densidad. Se pueden agregar ciertos químicos al fluido de perforación para aumentar su densidad y, por lo tanto, la presión que ejerce sobre las paredes del pozo. Es decir que la densidad del líquido puede regularse para satisfacer las condiciones del pozo.
Estabilización de la formación rocosa expuesta El proceso de perforación consta de dos fases. Primero, la perforación se realiza a través de las rocas que no contienen petróleo. El objetivo es moverse lo más rápido posible y llegar a las rocas que contienen petróleo, es decir, al yacimiento. La prioridad es mantener estable la formación rocosa expuesta en el pozo, mientras se evita la pérdida de fluido de perforación. Al mantener la presión del fluido de perforación por encima de la presión del fluido de los poros de la formación rocosa, existe una tendencia natural a que el fluido de perforación penetre en la roca permeable de la formación. El uso de aditivos especiales en el fluido de perforación evita que esto suceda.
El fluido de perforación puede interactuar con la roca circundante de otras maneras. Por ejemplo, si la roca está cargada de sal, el agua disolverá la sal y provocará inestabilidad en las paredes del pozo. En este caso, sería más conveniente utilizar un fluido a base de petróleo. También es posible que las formaciones rocosas con un alto contenido de arcilla tiendan a ser arrastradas por el agua. Estas formaciones necesitan un fluido inhibidor para mantener el pozo estable y evitar ensanchamientos o hundimientos. A medida que la perforación avanza, el pozo se reviste con un entubado de acero para darle estabilidad y crear una ruta para que el petróleo pueda salir a la superficie. Una vez que se llega al yacimiento, es posible que la composición del fluido de perforación deba cambiarse para evitar que se obstruyan los poros de la roca. Al mantener los poros abiertos el petróleo podrá fluir más fácilmente en el pozo y subir a la superficie con menos dificultad.
FlotabilidadUn pozo puede encontrarse a miles de pies o metros de profundidad. Una tubería de perforación de acero de tanta longitud pesa muchas toneladas. La inmersión de la tubería de perforación en el fluido produce un efecto de flotación, que reduce su peso y hace que se ejerza menos presión sobre el mecanismo de perforación.
Lubricación y enfriamientoCuando el metal se mueve contra la roca, se produce fricción y calor. Los fluidos de perforación brindan lubricación y refrigeración para que el proceso continúe sin problemas y se pueda prolongar la vida útil del trépano. La lubricación puede ser de especial importancia para los pozos de alcance extendido u horizontales, en los que la fricción entre la tubería de perforación, el trépano y la superficie de la roca debe ser mínima.

El ciclo del lodo en el pozo

2009-01-11T12:29:00.000-08:00

La mayor parte del lodo que se utiliza en una perforación circula en un ciclo continuo:
1. El lodo se mezcla y se guarda en el foso de lodo.
2. Una bomba extrae el lodo del foso y lo envía a través del centro hueco de la tubería de perforación directo hacia el pozo.
3. El lodo sale a través de la tubería de perforación, desde el fondo del pozo donde el trépano de perforación tritura la roca.
4. Entonces el lodo comienza el viaje de regreso a la superficie, arrastrando los fragmentos de roca, denominados detritos, que se han desprendido de la formación por acción del trépano.
5. El lodo sube a través del ánulo, el espacio que existe entre la tubería de perforación y las paredes del pozo. El diámetro típico de una tubería de perforación es de aproximadamente 4 pulgadas (10 centímetros). En el fondo de una excavación profunda, el pozo puede llegar a tener 8 pulgadas (20 centímetros) de diámetro.
6. En la superficie, el lodo viaja a través de la línea de retorno de lodo, una tubería que conduce a la zaranda vibratoria.
7. Las zarandas vibratorias son una serie de rejillas de metal que vibran y se utilizan para separar el lodo de los detritos. El lodo cae a través de las rejillas y regresa al foso de lodo.
8. Los detritos de las rocas se deslizan por la deslizadora de detritos que se encarga de desecharlos. Según los factores medioambientales y otras consideraciones, los detritos deberán lavarse antes de desecharse. Algunos de los detritos son examinados por geólogos que buscan indicios sobre qué es lo que está sucediendo en la profundidad del pozo

Historia de los fluidos de perforacion

2009-01-11T12:25:00.000-08:00

En el año 1900, mientras se perforaba un pozo de petróleo en Spindletop, Texas, los trabajadores condujeron una manada de ganado a través de un foso lleno de agua. El lodo que se originó, una mezcla barrosa y viscosa de agua y arcilla, se bombeó dentro del pozo. Los fluidos de perforación aún se denominan lodo, pero en la actualidad, los ingenieros no confían sólo en el agua y la arcilla, sino que diseñan cuidadosamente compuestos y mezclas para satisfacer las necesidades específicas que existen según las distintas condiciones de perforación. Los fluidos de perforación modernos son verdaderamente el elemento vital del pozo. Los pozos profundos actuales no podrían existir sin ellos.
Hace mucho tiempo, la gente normalmente hacía perforaciones en busca de agua y no de petróleo. En realidad, ¡se molestaban cuando accidentalmente encontraban petróleo porque contaminaba el agua! Los primeros pozos se perforaron para extraer agua y luego usarla para beber, lavar, regar y para salmuera, que se utiliza como una fuente de sal. Recién en el siglo XIX la perforación en busca de petróleo se convirtió en una práctica generalizada, dado que la industrialización aumentó la necesidad de productos derivados del petróleo.
Los registros más antiguos de perforaciones de pozos datan del siglo tercero a.C. y tuvieron lugar en China. La técnica de perforación con herramienta operada por cable consistía en dejar caer una pesada herramienta metálica y retirar la roca pulverizada con un contenedor tubular. Los chinos estaban relativamente avanzados en este arte y se les atribuye haber sido los pioneros en el uso intencional de fluidos en el proceso de perforación. En este caso el fluido era agua, que suavizaba la roca y, por lo tanto, facilitaba la penetración y ayudaba a eliminar los fragmentos de roca pulverizada conocidos como detritos. (Es importante extraer los detritos del pozo para que los trépanos de perforación estén libres para seguir perforando).
En 1833, un ingeniero francés llamado Flauvile estaba observando la técnica de perforación con herramienta operada por cable, cuando el aparato de perforación se topó con agua. Entonces se dio cuenta de que el agua que brotaba era muy útil para sacar los detritos del pozo. El principio de utilizar fluidos en movimiento para sacar los detritos del pozo tuvo su origen en ese momento. Flauville ideó una instalación para bombear el agua hacia el interior de un vástago de perforación y arrastrar los detritos al regresar a la superficie a través del espacio existente entre el vástago de perforación y la pared del pozo. Actualmente, este procedimiento sigue vigente.
La perforación rotatoria ha reemplazado ampliamente a la perforación con herramienta operada por cable. Con esta técnica, los trépanos de perforación se encuentra en el extremo de una tubería rotatoria. El proceso es similar al que se lleva a cabo con una perforadora manual eléctrica o un taladro para perforar madera. Pero en vez de perforar unas pocas pulgadas o centímetros en la madera, los pozos de petróleo modernos pueden tener miles de pies o metros de profundidad. Cuando se perfora madera, los restos se extraen del agujero a través de las ranuras espiraladas del eje. Esto funciona para un agujero pequeño, pero no para un pozo profundo. En ese caso, los detritos se transportan a la superficie junto con el lodo en circulación.
A medida que los pozos se vuelven más profundos, los fluidos de perforación cobran mayor importancia; satisfacen distintas necesidades y resuelven una infinidad de problemas que varían según el lugar.

Alistan perforación en Campo Víbora

2009-01-11T12:20:00.000-08:00

La perforación de dos pozos de recuperación en Campo Víbora, departamento de Santa Cruz, dará inicio la primera quincena de enero del próximo año con la conclusión de la planchada que soportará el peso de la plataforma que fue adquirida de Petróleos de Venezuela SA (PDVSA).
Según confirmó el gerente General de YPFB–Andina SA, Mario Arenas, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) iniciará la perforación de los pozos 34D y 35H con la presencia del presidente de la República, Evo Morales, en los siguientes días.
De esa manera, el inicio de la perforación en Campo Víbora, por parte de YPFB, después de más de 30 años volverá a tener participación en el campo de operaciones.De acuerdo con los técnicos de YPFB se pretende llegar a los 3.500 metros de profundidad, donde se prevé se puede encontrar hidrocarburos.Arenas confirmó que el planchado del sector, donde descansará el taladro de 1.500 toneladas de peso, ya fue concluido, bajo la supervisión de técnicos venezolanos y otros tantos nacionales.DESAFÍOHace unos días el presidente de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Santos Ramírez, indicó que éste es el mayor desafío de la empresa, debido a que cada pozo perforado tiene un costo de 50 a 60 millones de dólares.OTROS POZOSYPFB también tiene previsto iniciar el primer semestre de 2009 la perforación del pozo X-3 en el campo Iguasurenda, después de 11 años de haberse paralizado las tareas de exploración en ese sector, con el objetivo de buscar la formación Huamapampa, de donde se extrae la mayor cantidad de hidrocarburos en el país.El campo Iguasurenda está ubicado al norte de Boyuibe cerca de la población de San Antonio, entre el Río Parapetí y la línea férrea Yacuiba – Santa Cruz de la Sierra, en este último departamento.Según el gerente Nacional de Exploración y Explotación de YPFB, Edmundo Pérez, el objetivo es buscar la formación arenisca de Huamampampa, que de dar positivo podría convertir al Iguasurenda en un excelente reservorio.Según Pérez, los dos pozos perforados en Iguasurenda tienen profundidades cercanas a los 5 mil metros y la información geológica obtenida de los registros sísmicos tipo 2D son auspiciosos.

Nuevas herramientas para los geologos

2009-01-04T08:11:00.000-08:00

Hace una década, los geólogos carecían de las herramientas para dar un vistazo debajo de los lechos de sal profundos, que en la costa de Brasil pueden tener más de 1,5 kilómetro de espesor.
Hoy, con la ayuda de supercomputadoras de alta velocidad, las imágenes tridimensionales de formaciones ultraprofundas debajo del lecho de sal comienzan a mostrar la posible existencia de miles de millones de barriles de nuevas reservas de crudo y desafían la afirmación de los geólogos de que las empresas petroleras ya han encontrado casi todo el petróleo usable del mundo.
El grupo BG dio a conocer nuevas estimaciones sobre el total de hidrocarburos existentes en el reciente descubrimiento de Tupi, en el mar frente a las costas de Brasil.
Los nuevos cálculos para el descubrimiento arrojan una estimación de entre 12.000 y 30.000 millones de barriles de petróleo equivalente, lo que implica un importante incremento respecto de la primera evaluación, de entre 1.700 y 10.000 millones.
El Grupo BG tiene 25% del desarrollo del descubrimiento de Tupi, ubicado en la cuenca de Campos.
El descubrimiento de Tupi está considerado como uno de los más grandes de los últimos años en países no pertenecientes a la OPEC y es comparable en tamaño al yacimiento Kashagan, en Kazajistán.
Necesidades
Actualmente, Petrobras, que produce alrededor de 1,9 millón de barriles de crudo por día, cubre las necesidades de Brasil, pero todavía debe importar petróleo liviano para mezclarlo con los pesados locales para su refinación.
Desde su creación, Petrobras ha descubierto en Brasil 25 mil millones de barriles de crudo, de los cuales ya se han producido 11 mil millones de barriles. La mayor parte, desde horizontes geológicos de ubicación "pos-sal", 80% en la cuenca de Campos, con predominio del crudo pesado.
Petrobras podría iniciar la producción de Tupi en 2010 o en 2011, con el objetivo de aumentar la producción del país a 4,5 millones de b/d de crudo y gas equivalente para 2015. Antes del hallazgo de Tupi, el objetivo de producción de Petrobras para ese año era de 2,3 millones de b/d.
Con seguridad, Petrobras aumentará considerablemente su plan de inversiones de u$s 112,4 millones, programado para el período 2008-2012, a fin de desarrollar el campo Tupi, que yace bajo más de 2 kilómetros de agua y por lo menos 5 kilómetros debajo del lecho marino. "Esperamos que el campo comience a producir por lo menos 100.000 b/d en 2010, para aumentar gradualmente a 400.000 b/d", dijo José Sergio Gabrielli, ejecutivo en jefe de la estatal petrolera de Brasil.
Proyecciones
Un cálculo preliminar indica que para desarrollar Tupi Petrobras necesitaría 100 pozos a un costo de u$s 50.000 a u$s 100.000 millones. La perforación del primer pozo llevó más de un año, a un costo de u$s 240 millones.
Actualmente, Petrobras puede perforar un pozo equivalente en 60 días, a un costo de u$s 60 millones.
El pozo descubridor, 1-RJS-628A, fue perforado el año pasado en lámina de agua de 2.126 metros, en una sección nueva de la cuenca de Santos, 250 kilómetros al sur de Río de Janeiro. Se lo hizo a una profundidad vertical verdadera de 5.998 metros, penetrando una secuencia evaporítica de sal de más de 2.000 metros de espesor.
Petrobras informa que el pozo dio un flujo de 4.900 b/d de crudo de 30º API y 4,3 millones de pies cúbicos diarios de gas desde un reservorio "pre-sal" a través de estrangulador de 5/8 pulgadas.
El anuncio del nuevo y gigantesco campo se efectuó tras la completación del pozo confirmatorio 1-RJS-646, perforado 9,5 kilómetros al sudeste del descubridor. La plataforma semisumergible de perforación Paul Wolff, de Noble Drilling, lo perforó en aguas de 2.166 metros, y las pruebas iniciales indicaron flujos de 2.000 b/d de petróleo y 65.000 metros cúbicos diarios de gas natural, limitados por factores de seguridad y de los equipos.

Las reservas de petróleo de EEUU disminuyen en 3,1 millones de barriles

2008-12-24T09:05:00.000-08:00

Washington, 24 dic .- Las reservas de petróleo en Estados Unidos disminuyeron en 3,1 millones de barriles la semana pasada y quedaron en 318,2 millones de barriles, anunció hoy el Departamento de Energía.
La mayoría de los analistas esperaba un aumento de más de 1 millón de barriles en las reservas de crudo. La agencia informó de que las reservas de crudo se encuentran dentro de la media en esta época del año.
El volumen de reservas fue un 9,1 por ciento superior al de un año antes.
Inmediatamente después de que se divulgaron los datos oficiales el precio de futuros del petróleo crudo para entrega en enero bajó 1,62 dólares, a 37,36 dólares por barril (159 litros), en la Bolsa Mercantil de Nueva York.
Por lo que se refiere a los inventarios de gasolina, el informe precisa que aumentaron en 3,3 millones de barriles (un 1,6 por ciento), con lo que se situaron en 207,3 millones, frente a los 204 millones de la semana precedente.
En la Bolsa Mercantil de Nueva York el precio de la gasolina reformulada para entrega en enero bajó 2,46 centavos de dólar a 0,8314 dólar por galón (0,2199 dólar por litro).
Las reservas de combustible para calefacción subieron en 1,8 millones de barriles (1,3 por ciento) y se ubicaron en 135,3 millones de barriles, frente a los 133,5 millones de barriles de la semana anterior.
En la Bolsa Mercantil de Nueva York el precio del combustible para calefacción para entrega en enero bajó 4,20 centavos de dólar y quedó en 1,2850 dólares por galón (0,3399 dólar por litro).
El informe señaló asimismo que en la semana pasada las refinerías petroleras en Estados Unidos operaron al 84,7 por ciento de su capacidad, comparado con el 84,3 por ciento de la semana anterior.
Estas cifras excluyen la Reserva Estratégica de Petróleo del Gobierno de Estados Unidos, que cuenta con 701,8 millones de barriles, el mismo volumen que en la semana anterior.
El total de existencias de crudo y productos refinados en Estados Unidos, incluida la Reserva Estratégica, alcanzó la pasada semana los 1.715,4 millones de barriles, frente a los 1.717 millones de barriles de la semana anterior.

El petróleo de la OPEP pierde 2,43 dólares y se vende a 34,49 dólares

2008-12-24T08:48:00.000-08:00

El barril de crudo de la OPEP se depreció el martes 23 de diciembre 2,43 dólares -un siete por ciento- para venderse a 34,49 dólares, informó hoy la organización petrolera en Viena El valor del crudo de la OPEP sigue perdiendo terreno debido al pesimismo económico tras confirmarse la contracción de la economía de EEUU en el tercer trimestre, y en otros países desarrollados.
Aún a pesar de que existen aspectos para impulsar al alza el precio del crudo, como la apreciación del dólar ante otras divisas y el tiempo frío en EEUU, el pesimismo sobre la crisis sigue siendo el factor principal en los mercados.
La tendencia bajista se mantiene pese al anunciado recorte histórico de la OPEP en 2,2 millones de barriles diarios, debido a las crecientes expectativas de que se reducirá más la demanda en los principales países consumidores debido a la crisis económica global.
La consultora de análisis energético JBC indicó hoy que en este año el tradicional aumento de consumo y precios en el cuarto trimestre de 2008 ha estado "llamativamente ausente"

Refinería de Petróleo de Cienfuegos pone su mira en la expansión

2008-12-08T13:05:00.000-08:00

CIENFUEGOS.— Al culminar este mes de junio la refinería de petróleo Camilo Cienfuegos deberá estar muy próxima, o por arriba, de los nueve millones de barriles de crudo procesados, con lo que continuaría con el sobrecumplimiento que ya ostentaba desde el pasado día 11, cuando el enclave energético alcanzó los ocho millones.
Raúl Pérez de Prado, gerente por la parte nacional de la Empresa Mixta PDV-CUPET S.A., inaugurada el 21 de diciembre pasado por los presidentes cubano y venezolano, Raúl Castro y Hugo Chávez, respectivamente, estima que están en condiciones de sobrepasar el plan anual, cifrado en los 19 400 000 barriles de crudo refinados.
Considera que no solo el hecho de estar por arriba del plan de refinación previsto hasta hoy es indicador del buen funcionamiento general del enclave energético. Para argumentar la aseveración, aprovecha este diálogo con Juventud Rebelde y dirige sus ideas hacia los principales avances y retos de la planta.
Por arriba de la capacidad de diseño
Confiere relieve a algo muy importante: técnicos e investigadores de este pilar del polo petroquímico de Cienfuegos posibilitaron poner esta planta —con capacidad de diseño de 65 000 barriles diarios refinados— en condición de elevar dicha cantidad en 10 000 barriles por jornada en medio de su primera etapa, afirma.
«Para llevarla a esa marca hubo que resolver un grupo de “cuellos de botella”, pero es un resultado que en realidad esperábamos de antemano en el proyecto. De manera que al mantenerse e incrementarse el rendimiento, se marcha en correspondencia con lo planificado», explica.
«Hemos ido probando la planta; a medida que surgen problemáticas, se les buscan aperturas resolutivas, y ya está en 75 000 barriles diarios, pero no nos vamos a conformar con esa cifra», subraya.
«Continuaremos evaluando la Refinería y le seguiremos tratando de buscar solución a cualquier dificultad surgida en el camino, hasta encontrar el punto óptimo de operación y subir el rango diario de refinación», acota Pérez de Prado.
Aunque no se trata de crecer y crecer, sino de cumplir con las líneas de producción que debe satisfacer la Refinería, precisa, al tiempo que refiere que en estos momentos en el centro se procesa gas licuado, las naftas como componente de gasolina, el turbocombustible JET A 1 de aviación, diésel y fuel oil.
La planta puede refinar más de 19 millones de barriles de crudo en el 2008, Afirmó Raúl Pérez de Prado, gerente por la parte nacional.
Segura y fiable
Al comentar el buen funcionamiento general del proyecto del ALBA para la integración energética caribeña, habla de la puesta en fase de arrancada de la nueva planta de turbocombustible, con alto grado de automatización, que en breves días ya estará funcionando normalmente.
«Las pruebas iniciales arrojan que es muy segura, y que sin duda va a generar una producción de ese derivado con destino a la aviación, acorde con los rigurosos parámetros de calidad requeridos para su elaboración», opina el representante máximo de la parte nacional en la Camilo Cienfuegos.
«La planta fue contratada en la etapa final de la reactivación, partiendo de la premisa objetiva muy clara que tenemos de que la anterior planta de tratamiento de turbocombustible que usamos hasta el momento es el hidrofinador de diésel, el cual se reactivará en lo que nos queda de año, una vez que se libere con la definitiva arrancada de la nueva planta del citado derivado destinado a la aviación», informa.
El directivo refiere que la reactivación de esa planta de hidrofinación de diésel permitirá que para finales de 2008 sea posible producir aquí el diésel con la especificación que se requiere, por debajo de 0,5 partes por millón de azufre en el producto.
«En diciembre terminará la reparación capital de la vecina termoeléctrica Carlos Manuel de Céspedes, que consumirá el fuel oil tipo 1400. De modo que para producirlo junto al mencionado diésel de calidad superior tenemos que tener preparada esta planta de hidrofinación», adelanta.
Un foro de ciencia
En la puesta en marcha de la nueva planta de turbocombustible —sostiene— tuvo relieve el esfuerzo, pero también la inventiva de los obreros de la Refinería, quienes celebraron en estos días su Foro de Ciencia y Técnica, al cual presentaron más de 20 proyectos de efectos económicos y medioambientales, en lo fundamental.
«El Foro ha sido un éxito: 23 trabajos que recogen las principales tareas durante todo el año 2007 y los primeros 157 días que llevamos de producción», apunta.
«Las principales ideas guardan relación con los temas medioambientales, dirigidos a la mejoría de las plantas de proceso. Todos tienen un efecto económico, debido a los precios que tienen en el planeta. Cada uno tiene un impacto y resultados para la mejor eficiencia del uso de la energía».
Indica que estos estudios son el resultado de todo el proceso de reactivación, donde los procesos se fueron ejecutando a partir también de iniciativas de trabajadores y técnicos, quienes les fueron buscando solución a los problemas.
Como ejemplo de la inventiva del Foro grafica con la investigación sobre la eliminación del grado contaminante en la piscina 124-1. La recuperación del hidrocarburo que está almacenado allí entre los residuales, puede tener un impacto de más de 7 millones de dólares, al culminar la limpieza de esa piscina a partir de las soluciones e iniciativas de los técnicos».
Otro trabajo de interés se dirige a la búsqueda de soluciones para sustituir el sistema de filtrado y distribución del agua por envoltura de malla e implementar un diseño de distribución por toberas.
Este cambio es muy necesario, en tanto los antiguos filtros del sistema, de procedencia soviética, se deterioraron rápidamente con el mencionado tipo de malla que ahora se sustituye por otras de acero inoxidable elaboradas con material sobrante, por lo que además tienen un claro efecto económico.
Apertura a la expansión
Pérez de Prado desglosa el cronograma de expansión de la Camilo Cienfuegos. Entre marzo y junio del presente año, observa, tiene lugar el proceso de contratación y visualización.
«Por estos días estamos recibiendo a representantes de una firma extranjera que va a hacer la ingeniería de visualización de los procesos de expansión», significa.
Agrega que la ejecución de dicha etapa comenzará a hacerse efectiva en lo adelante, y hasta febrero de 2009, por espacio de nueve meses.
En noviembre del corriente año dará inicio la contratación de la ingeniería básica, cuya ejecución durará 15 meses, entre marzo de 2009 y mayo de 2010.
Desde noviembre de 2009 y por más de tres años tendrá lugar todo el proceso de levantamiento general del proyecto. En tanto, según el cronograma preliminar comentado por el gerente, el arranque definitivo será en septiembre de 2013.
Al finalizar su proyecto de expansión —recuerda el directivo— la Refinería estará en capacidad de refinar 150 000 barriles diarios de crudo, cifra que sobrepasa el doble de la actual.
Los 780 trabajadores de la Camilo Cienfuegos laboran en cada jornada de cara a ese objetivo mediato. Cuanto hacen hoy no va dirigido solamente a cumplir con los objetivos económicos de prioridad semanal o mensual, sino que se enfoca también en la necesaria expansión, prevista desde los comienzos mismos de este proyecto del ALBA por la integración energética latinoamericana.

Diesel o Gasolina

2008-11-28T07:10:00.000-08:00

Hace 10 años, sólo 13 de cada 100 coches que se compraban en nuestro país eran de motor diesel. Las cosas han cambiado drásticamente: en 2000 se vendieron en España 733.500 turismos de motor diesel, lo que representa el 53% de los coches vendidos ese año. La tendencia es clara, cada vez se compran más coches diesel.
Y explicaciones no faltan: los diesel consumen menos combustible y además éste es todavía un 15% más barato que la gasolina, lo que permite ahorrar entre 2 y 4 pesetas por kilómetro recorrido, y a ello se añaden las mejoras técnicas (funcionamiento más suave y menos ruidoso) y de prestaciones (mayor potencia y agilidad del motor) de los diesel. Hoy, de hecho, son minoría quienes defienden a ultranza lo de "donde esté un motor de gasolina, que se quiten los diesel...". Quizá para equilibrar la balanza, un vistazo a la evolución de los precios del carburante en los últimos años revela que el coste del gasóleo va acercándose al de la gasolina y , además, los diesel todavía cuestan en torno a un 15% más que sus coches equivalentes en gasolina, si bien el tipo de motores diesel influye en su precio: convencionales, turbodiesel, turbodiesel de inyección...
La elección no es fácil: ¿me compensa pagar 250.000 o más pesetas de diferencia para ahorrarlas en el futuro?. Las clave para acertar es calcular el número de kilómetros que pensamos hacer con nuestro coche. A nada que nos acerquemos a los 15.000 kilómetros al año, compensa el sobrecoste del motor diesel. Porque la reducción del gasto cotidiano que representa el consumo de combustible compensa. Y el mantenimiento del diesel supone un coste similar o incluso menor, según la versión, al de gasolina.
Menos diferencias
Hasta hace poco más de diez años la razón objetiva de la compra de un vehículo diesel se basaba en el bajo precio del gasóleo respecto a la gasolina y en un menor consumo. Por contra, además de un precio mayor, tenía que soportar vibraciones, ruido y un conjunto más limitado de prestaciones.
Hoy, las cosas han cambiado radicalmente: la diferencia de precio entre el gasóleo y la gasolina ha disminuido (un litro de gasolina de 95 octanos ronda las 140 pesetas; uno de gasóleo, las 120 pesetas) y los consumos de ambos tipos de motores han bajado considerablemente con respecto a los de hace una década si bien el de los diesel sigue siendo menor.
La demanda de este tipo de motores ha contribuido a que los fabricantes inviertan en investigación tecnológica. Gracias a la electrónica han desaparecido los tradicionales inconvenientes del diesel: menor reprís y velocidad punta y mayor ruido. Los motores diesel de inyección directa ofrecen ya prestaciones similares a los de gasolina. Y gracias a los nuevos recubrimientos y aislamientos, se han reducido los ruidos y vibraciones. En lo que respecta al medio ambiente, la contaminación del gasóleo se ha reducido hasta niveles parecidos a los de la gasolina sin plomo.
Diesel, ahorro a largo plazo
Merece la pena preguntarse si el ahorro cotidiano que supone el menor consumo y coste del gasóleo es suficiente para decantarse por un coche diesel y desestimar el menor precio de compra de uno equivalente de gasolina. Si se hacen las cuentas, se comprueba que sólo a los muy aficionados al motor de gasolina que no pueden pagarse un turbodiesel de inyección y a quienes hacen menos de 15.000 kilómetros al año o proyectan vender su coche en menos de 8 ó 10 años, les resulta rentable que el coche sea de gasolina. Si el ahorro en el momento de compra no es fundamental, el diesel será la mejor opción para la mayoría de los usuarios.
Mayor valor de reventa
Otro aspecto a tener en cuenta es que, según los especialistas, en el mercado de segunda mano un vehículo con motor diesel de inyección se deprecia un 5% menos que su equivalente de gasolina. Otro dato: no es difícil conseguir el 50% del precio original por un diesel de cuatro o cinco años. Se compra más caro pero se puede vender también más caro. Sin embargo, tras la aparición de los motores turbodiesel de inyección, la cotización de los diesel antiguos ha descendido.
Mantenimiento y averías
El coste de mantenimiento de un coche viene marcado por la periodicidad de las revisiones, que fijará el fabricante, y por la frecuencia y tipo de los cambios de piezas y el coste de éstas. Los motores de gasóleo son más resistentes que los de gasolina (duran más kilómetros en buenas condiciones de uso) y su mantenimiento resulta algo más barato, debido a que, según confirman especialistas y profesionales, los diesel sufren menos averías. Pero los arreglos en los motores de gasóleo son más caros, debido al mayor precio de las piezas de recambio y al mayor tiempo de mano de obra para la reparación, que se incrementa por la complejidad de la mecánica del los motores de gasóleo. Cada marca y modelo propone su propio kilometraje para las revisiones (desde cada 5.000 hasta cada 15.000 kilómetros) e incluso el aceite de recambio a usar, que puede tener precios bien distintos.
Hacer cuentas
Una buena fórmula para comprobar si nos interesa comprar un diesel es contrastar las diferencias de un mismo modelo alimentado por los dos tipos de motores. Elijamos el coche más vendido en España, el Citroën Xsara. La versión de gasolina 1.6i SX, de 110 CV de potencia, cuesta 2.500.000 ptas y consume una media homologada de 6,9 litros cada 100 km. La versión diesel más equiparable es el 2.0 HDi de 90 CV, con un consumo medio de 5,4 litros y que cuesta 2.800.000 ptas.
Es decir, el diesel cuesta 310.000 ptas más, las prestaciones son similares y su consumo es 1,5 litros menor cada 100 km que el de gasolina, si bien circulando por ciudad la diferencia es aún mayor.
Considerando la diferencia de precio entre la gasolina y el gasóleo y el consumo de ambos modelos, serán necesarios entre 150.000 y180.000 km para rentabilizar la diferencia de precio. Esta cifra, traducida a años según la media de kilometraje de nuestro país (15.000 km al año), revela que deberíamos usar el coche entre 10 y 13 años para amortizar el sobrecoste del diesel. Se recomienda optar por un diesel si se superan los 20.000 km al año e incluso con menos, si se usa el coche hasta el final de su vida útil en buenas condiciones.
De todos modos, antes de sacar cuentas debemos comparar los costes entre las versiones gasolina y diesel del modelo que nos interesa y de otros de otras marcas. El mundo del coche es muy cambiante, y los precios varían. Hay que aprovechar las ocasiones y ofertas, ya que en esta decisión nos jugamos demasiado dinero como para improvisar.

Biodiesel una buena alternativa energetica

2008-11-25T09:18:00.000-08:00

Qué es el biodiesel?
El biodiesel es un combustible fundamentalmente de origen vegetal que constituye una potencial alternativa a los combustibles fósiles como el diesel, la gasolina y otros, pues a diferencia de éstos disminuye las emisiones de dióxido de carbono a la atmósfera.

Según algunos expertos, el futuro de esta energía estaría garantizado siempre que las administraciones gubernamentales colaboren con legislación a favor de su uso, con leyes que obliguen su consumo, con el mantenimiento de ayudas fiscales para la producción y transformación de algunos cultivos actuales por semillas oleaginosas.

Su fabricación:
El biodiesel es un carburante líquido mixto, es una mezcla de aceites vegetales y carburantes provenientes de hidrocarburos o alcoholes. Su componente orgánico biológico proviene de aceites vegetales, resultantes de productos agrícolas como el girasol, soja, colza y palma, entre otros, con gran cantidad de aceite.

Para producir el biodiesel, se extrae el aceite de la semilla cultivada; posteriormente se lo refina y somete a la transesterificación, que consiste en el mezclado de aceite vegetal o grasa con un alcohol.

Su utilización:
El biodiesel podría usarse, mezclado en proporciones del 25 al 80% con diesel tradicional, en motores de ignición a compresión. Todos los vehículos a diesel podrían usar este combustible sin hacer transformaciones mayores en el motor, siempre que se venda mezclado con gasolina o diesel.

La Guerra del Petroleo

2008-11-25T09:15:00.000-08:00

El Golfo Pérsico: Objetivo Militar"Para 1980, según expertos americanos en planeación militar, EEUU, Europa Occidental y Japón dependerán del petróleo del Golfo Pérsico a medida que aumenta la demanda de energía y disminuyan la existencia de otros combustibles.Ante esta situación irreversible, los mismos expertos norteamericanos en planeación militar prevén que los intereses estratégicos de los Estados Unidos girarán en torno del Golfo Pérsico a fines de esta década.Un nuevo semanario libanés, "Al Diar", dio a conocer el 28 de abril pasado, la existencia de "un plan militar norteamericano para ocupar los campos petrolíferos y las terminales petroleras, en ocho países árabes".Según Al Diar --que cita fuentes procedentes de capitales europeas y de Teherán--, el plan, llamado "Fuego de Prometeo" ("Prometheus Fire") prevé que se "lancen paracaidistas simultáneamente en Libia, en la base Okba Ben Nafeh --exbase "Wheels" norteamericana-- y en los campos y terminales petroleras del país, entre el litoral mediterráneo y el territorio sirio. En Nakura, en la frontera líbano-israelí, en la región que cruza el oleoducto que lleva petróleo iraquí a territorio sirio"."También en Irak --prosigue el semanario Al Diar--, en las regiones de Kirkuk y de Chatt El Arab, así como en Arabia Saudita, en Kuwait, en Abu Dhabi y en Dubai...".Al Diar subraya que "el precio político de la invasión será su carácter provisional que apunte a crear un clima de seguridad necesario a la prosecución normal de la producción petrolera".Según Al Diar, ese plan norteamericano se elaboró poco después de la guerra de junio de 1967, cuando algunos países árabes habían detenido provisionalmente la producción de petróleo, y que el plan fue actualizado durante la conferencia de diplomáticos norteamericanos celebrada en Teherán, el pasado 23 de abril.Por otra parte, el New York Times, al referirse a la competencia por el petróleo en el Golfo Pérsico dice que "los diplomáticos temen que los árabes formalicen un boicot a la exportación de petróleo con destino a los EEUU, por razones políticas...".El diario neoyorkino añade que "altas fuentes de Washington, Londres y la sede de la OTAN en Bruselas confirman las provisiones. Ponen en relieve la importancia de mantener buenas relaciones entre la OTAN y los Estados árabes productores de petróleo durante la segunda mitad de la década".Asegura el New York Times que desde la guerra árabe-israelí de 1967, los principales socios de la OTAN en Europa, Gran Bretaña, Francia y Alemania Occidental, tendieron a mejorar calladamente las relaciones con los estados árabes.