SPE YP Lima Section

Colegas, apunten en su agenda : martes 24 junio, 7 p.m. en el Swissotel. La empresa Qmax nos compartirá una charla técnica sobre "Manejo de efluentes y control de sólidos en la perforación de pozos"

Este 24 de junio

El Negocio del Petróleo-Riesgos de la Perforación de Pozos...

El depocentro del delta del Niger corresponde a uno de los deltas de influencia marina más grande de África y del mundo (http://petroleosinriesgos.blogspot.com/2010/08/deltas-niger-amazonas-diferente.html). Produce hidrocarburos de las facies fluviales, deltaicas y de agua profunda. Nigeria produce cerca de 2.4 millones de barriles diarios de petróleo y la gran mayoría se produce de este inmenso complejo deltaico.
Este accidente ocurre en la madrugada (4:30-5:00 am) del lunes 16 de enero pasado. En las instalaciones había 154 personas. Se evacuaron 152 personas según el operador.Dos personas se encuentran desaparecidas y se presumen muertas.
No hay muchos detalles de cómo ocurrió el accidente o cuáles eran los procedimientos o trabajos que estaban haciendo en el taladro, solo se sabe que estaban perforando un pozo en el campo productor Funiwa descubierto en 1973 y localizado en 40 pies (12 metros) de profundidad de agua a seis millas (10 kilómetros) de la costa. Los pozos en este campo tienen una profundidad aproximada de 10,000 pies.
El campo produce gas y condensados de varios horizontes. El taladro estaba perforando un pozo exploratorio vertical para probar los intervalos más profundos aproximadamente entre 13,500 a 16,500 pies de profundidad. En el momento del accidente se encontraba perforando a 12,945 pies.
No hay una información oficial de lo que paso en el momento que el taladro prendió fuego. Sin embargo hay algunas especulaciones e informaciones no oficiales que el pozo tuvo “patadas” (kicks) tres días antes de la tragedia cuando perforaban con 13.5 libras por galón de lodo. Esto indica que estaban perforando en el compartimiento de presiones anormales. No se sabe a cuánto subieron el peso del lodo para controlar el pozo o si después de controlarlo con más peso se equilibró de nuevo a 13.5 libras por galón.
La ventana de perforación (http://petroleosinriesgos.blogspot.com/2010/11/los-fluidos-y-presiones-en-el-subsuelo.html) en pozos en el ambiente marino tiene como característica que es mucho más restringida que en tierra, sobretodo en la zona de aguas profundas. En este caso la profundidad del mar no es muy grande solamente son 12 metros.
El operador ya tiene un taladro listo para comenzar a perforar el pozo de relevo que llegaría a la profundidad de la zona que esta fuera de control y poder taponar el pozo definitivamente. Muchas veces esto es lo único que se puede hacer para taponar totalmente el pozo.
La industria de petróleo y en particular la perforación de pozos en las zonas de presiones anormales es algo que requiere mucha experiencia, concentración, equipos adecuados, estos equipos también en un momento dado pueden fallar.
La industria ha tenido en general un buen desempeño considerando que se perforan cientos de miles de pozos anualmente. Sin embargo, estos accidentes ocurren no solamente por una causa definida sino una combinación de factores entre las cuales están la eficiencia, el funcionamiento de los equipos etc.
Fuente nejasayoil.com

petroleosinriesgos: Deltas Niger-Amazonas-Diferente Prospectividad Métodos y sistemas para la exploración de hidrocarburos. Elementos de riesgo del sistema petrolero. Comercialidad de los hidrocarburos. Mapas regionales y de prospectos. Construcción de mapas "Play-Risk". Presiones de poro en el subsuelo y su relación con yacimientos comerciales. Camino y metodologí...

Contrary to what many people believe, fossil fuels are not the remains of dead dinosaurs. In fact, most of the fossil fuels we find today were formed millions of years before the first dinosaurs.
Source : U.S. Department Of Energy

El SPE Young Professional los invita al Happy Hour de Reencuentro Petrolero...

Lugar: Terraza del Hotel Radisson – Av. 28 de julio 151, Miraflores.
Bajada Balta al costado del parque Kennedy – Calle de las Pizzas.

Hora: Open Bar desde las 7:00pm
Para llegar después de la salida de oficina.

Donación: S/.50
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Confirmación: Por este medio [email protected]

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El desafío que plantea el deterioro en los niveles de producción de petróleo y gas en Argentina...

Como refleja el gráfico, la producción anual de petróleo en Argentina experimentó dos etapas bien marcadas. En primer lugar, un significativo aumento desde 520 mil barriles diarios en 1990, a un pico de 910 durante el año 2001 -atravesando un valle de 831 mil barriles diarios en 2000-.

A partir de allí, se observa un deterioro constante en la capacidad de producción, que en 2012 tocó un piso de 660 mil barriles por día; un nivel similar al registrado en 1993. Para el caso del gas -en el eje derecho del gráfico-, el comportamiento es similar, aunque con algún desfasaje. La producción de gas, en billones de metros cúbicos, pasó de 17,8 en 1990 a 46,1 en 2006. Sin embargo, el nivel de producción se redujo incesantemente hasta los 37,7 billones de metros cúbicos registrados el año pasado.

En contrapartida a este deterioro registrado en los niveles de producción, el consumo local de petróleo y gas se incrementó sustancialmente durante la etapa de declive antes mencionada. Por un lado, el consumo local de petróleo creció un 50% entre 2003 y 2012; mientras que, para el caso del gas el consumo creció 37% en el mismo lapso.

En consecuencia, los niveles de producción netos de consumo han mermado para las dos fuentes primarias de combustible y energía. Como refleja el gráfico de la izquierda, se ha pasado de contar con una producción neta de consumo de petróleo de más de 500 mil barriles diarios en 2002 a 50 mil durante el año pasado.

El caso de la producción neta de consumo de gas, expresado en el gráfico de la derecha, muestra que el saldo pasa de ser positivo en 7 billones de metros cúbicos en 2004, a negativo por más de 9 billones en 2012.

A su vez, si se compara el ritmo de producción de petróleo y gas con otros países, se tiene que tanto Argentina como Venezuela muestran un importante declive en sus niveles de producción desde 2003, mientras que Brasil, Colombia y Estados Unidos reflejan un significativo incremento.

Esto es, haciendo un índice con base 100 en 2003, se tiene que la producción de petróleo en Colombia ha crecido un 75% entre aquel año y 2012. Para Brasil el incremento ha sido de casi el 40%, mientras que para Estados Unidos se registra una suba del 21% entre esos dos años.

En sentido contrario, en Venezuela la producción de petróleo ha caído un 5% punta a punta (con una leve expansión entre 2003 y 2006) y, para Argentina, la merma ha sido superior al 15% para el período bajo análisis. Todo esto, en un contexto en el cual el precio del barril ha pasado de promediar 22,6 US$/WTI entre 1975 a 2002, a 69,8 US$/WTI entre 2003 y 2012, con un máximo promedio de 86,1 US$/WTI en los últimos cinco años.

Otra vez, el caso de la producción de gas es relativamente similar. Mientras que Colombia, Brasil, Venezuela y Estados Unidos han visto incrementar su nivel de producción en 97%, 73%, 30% y 26% respectivamente, entre 2003 y 2012, Argentina muestra una caída de producción de gas del 8%.

Aquí también se destaca el notable avance que han experimentado en producción de gas Bolivia (+194%) y Perú (+2.361%), pasando a formar parte del grupo de productores “medianos” dentro de la región sur.

Dicho comportamiento le ha valido a nuestro país pasar de producir el 13% del total del petróleo de Sur y Centro América en 2003 al 9% en 2012 y, en el caso de la producción de gas, el cociente bajó de 34% a 21% sobre el total de la región entre uno y otro año.

En este contexto, Argentina se encuentra frente a un notable desafío en materia de fuentes de producción primaria de combustibles y energía. En este sentido, la Argentina tiene recursos (Vaca Mu**ta y otros yacimientos) como para intentar replicar esa trayectoria, pero falta ver si las políticas logran alinear los incentivos público-privados del modo adecuado.

Fuente Petrolnews.net