domingo, 26 de diciembre de 2010

Discrepancia en el cálculo de reservas de hidrocarburos-Campo Tupi-Brasil


Mapa generalizado del campo Tupi (publicado por “SUBSEAIQ”) en la margen continental de Brasil, Cuenca de Santos, área del alto subsalino de Sao Paulo Plateau.
Petrobras y BG han publicado

domingo, 19 de diciembre de 2010

Reservas de Hidrocarburos Gigantes en Brasil-Paleogeografía del Cretáceo-Margen Continental


Mapa Paleogeológico (Cretáceo) que cubre la margen continental de Brasil deste la cuenca de Espirito Santo hasta la cuenca de Santos. La paleogeografia del Cretáceo muestra claramente los altos de Campos y de Sao Paulo. Estos altos son centros de migración enfocada de hidrocarburos a través del tiempo. Altos antiguos son las áreas más indicadas para entrampar billones de barriles de hidrocarburos (Fuente: Roberto Garcia-Solorzano).

La prensa de muchos periódicos o revistas desde hace unos años destacan

domingo, 12 de diciembre de 2010

Reservas de Hidrocarburos-Reservas Potenciales de NPR-A (Alaska)-Area Potencial de Gas


La publicación “El Explorer” de la AAPG en el mes de diciembre del 2010 publica este mapa índice de la “NPR-A” (National Petroleum Reserve-Alaska). El artículo se refiere a que el Servicio Geológico de los Estados Unidos (USGS), ha bajado en 9.7 billones de barriles las reservas de la “NPR-A”, lo cual es un volumen muy significativo desde cualquier punto de vista.

Naturalmente el Complejo/área Kuparuk-Prudhoe Bay en Alaska, tiene

viernes, 3 de diciembre de 2010

Presiones-Mapa de Gradiente de Presión-Presiones Subnormales


Mapa de la parte oeste del desierto de Egipto que muestra contornos de los gradientes de presión. Puede visualizarse el tren de producción que está relacionado con la interface de las presiones normales y las subnormales. Los gradientes de presión son derivados de los pesos de los lodos al fondo del campo/pozo usando presiones no-extrapoladas y promedios en los campos (Fuente: Roberto Garcia-Solorzano).

Presiones subnormales son aquellas que se encuentran por debajo del gradiente teórico de la presión "Hidrostática" o sea de 0.433 psi/ft. Cuando se construyen mapas usando los datos de los pesos de los lodos hay que tener en cuenta que el peso del lodo generalmente es más alto que el que se requeriría para controlar la presión de poro en cada punto determinado.

Cuando se perforan los pozos el peso del lodo equivalente es generalmente una o una y media libra más por encima del equivalente para controlar la presión de poro. Los departamentos de perforación de todas las empresas siempre tienen una guía o procedimiento a seguir en el caso de la perforación de pozos y los limites de los pesos de los lodos, esto es especialmente crítico para evitar el sobre balanceo de los pozos (“overbalanced muds”).
Obsérvese que los valores de gradientes de Presión de Poro en el rango de 0.40 psi/ft aunque son subnormales teóricamente, en la práctica cuando se perforan los pozos los ingenieros de perforación las consideran "normales". De igual manera en la perforación de pozos se consideran presiones normales a las equivalentes con pesos de los lodos hasta de 12.5 libras por galón (ppg) aunque esto corresponde a un gradiente de 0.65 psi/ft lo cual teóricamente es anormal.

Los mapas de gradientes de presión son solo una herramienta más que nos ayuda a entender relaciones de riesgo en las acumulaciones de hidrocarburos, trenes o ambientes de producción, y muchas veces ahorran mucho tiempo tratando de hacer los programas apropiados de perforación.


Áreas donde se presentan presiones anormales por encima de los 12.5 ppg equivalentes requieren de un mapeo cuidadoso de las presiones para poder entender y por consiguiente mitigar el riesgo exploratorio y de perforación.

Dependiendo de las variaciones de los gradientes estos mapas/perfiles son el paso inicial para elaborar mapas estructurales a cierta presión o a una presión equivalente usando los pesos de los lodos o los datos obtenidos de la sísmica cuando se hacen los estudios de presiones usando líneas/datos sísmicos.

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