Industria Petrolera

Flujo de dispersión

2010-04-29T13:50:00.002-04:30

Una distorsión del flujo magnético que ha sido introducido dentro del casing por una baja frecuencia electromágnetica o magneto permanente. El principio de flujo de dispersión es usado para detectar corrosión en el casing, como el flujo de dispersión es causado por cambios rápidos en el espesor y por hoyos bien sea en la paredad interna o externa. Este flujo distorsiona las líneas de flujo magnétio e induce una señal dentro de una bobina eléctrica. En sitio, las medidas del flujo de dispersión hacen uso de este efecto colocando bobinas en o cerca de la pared del casing. Los resultados son usualmente combinados con una alta frecuencia.

Ojo de pesado

2010-04-29T13:41:00.002-04:30

Fluido de peroración....Un termino del argot para un glóbulo de parte de polímero hidratado causada por la pobre dispersión durante el proceso de mezcla (comunmente un resultado de agregar el producto muy rápido). Son típicamente de 0,2 a 0,5 pulgadas de tamaño y se componen de un gránulo de polímero sin hidratar rodeado por una cubierta gelatinosa de polímero hidratado, lo que impide la entrada de agua para completar el proceso de hidratación. Así, una vez formada, el ojo de pescado no se dispersa y el producto se retira en las pantallas de agitador y desperdicios.

Registros de densidad de fluidos

2010-04-29T13:28:00.002-04:30

Un registro de la densidad, o cambios en densidad, de fluidos en una producción o pozo inyector. Desde gas, petróleo y agua, todos tienen diferentes densidades, el registro puede determinar el porcentaje de diferentes fluidos, directamente en el caso de flujo bifásico y en combinación con otras medidas para flujo trifásico. La densidad del fluido es medida por un densímetro de fluido nuclear o un "gradiomanómetro", y puede también estar generado por la profundidad derivada de un sensor de presión.
Tomado y traducido de:
http://www.glossary.oilfield.slb.com/Display.cfm?Term=fluid-density%20log

Medidor de flujo o caudalímetro

2010-04-29T13:12:00.002-04:30

Aparato que mide la velocidad en sitio del flujo de fluidos en un pozo, usualmente uno completado para producción o inyección. En 1940 y 1950 fueron usadas varias técnicas de medición en superficie pero solo el caudalímetro de spin fue el más adecuado para medir velocidades en el fonde del pozo.
Aunque no normalmente llamados caudalímetros o medidor de flujos, existen otras técnicas para medir la velocidad de flujo, por ejemplo registros de flujos de agua , registros de la velocidad de la fase, registros de distribución de temperaturas e inclusive mediciones de audio.

Acre

2010-04-21T21:32:00.002-04:30

Medida tradicional inglesa de superficie equivalente a 0,4 hectáreas o, a 4047 metros cuadrados.

Históricamente se relata que esta unidad de medida hacía referencia al área que un par de bueyes podía arar en un día.

A finales del siglo XIII, la ley inglesa uniformó el acre para su uso oficial

Ácido de fracturamiento

2010-04-21T21:23:00.002-04:30

Líquido que se utiliza para fracturar la formación y permitir un mayor caudal de petróleo hacia el pozo

Aceite monogrado

2010-04-21T21:19:00.002-04:30

Aceites cuyos índices de viscosidad varían considerablemente en función de la temperatura. Estos aceites deben ser cambiados si las condiciones de temperatura presentan variaciones importantes

Aceite de calefacción

2010-04-21T21:13:00.002-04:30

Destilado de petróleo que hierve a aproximadamente entre 450 y 650 ºF. Gravedad mínima de 30ºAPI

Exploración

2010-04-13T21:17:00.002-04:30

El objeto del proceso de Exploración y Producción es maximizar el valor económico a largo plazo de las reservas de hidrocarburos gaseosos y no gaseosos en el suelo patrio, garantizando la seguridad de sus instalaciones y su personal, en armonía con los venezolanos y el medio ambiente.

Uno de los procesos vitales de la industria petrolera es la exploración, pues de él depende el hallazgo de hidrocarburos (gaseosos y no gaseosos) en el subsuelo. La Exploración, es el primer eslabón de la cadena, es decir, nos ubicamos aguas arriba del negocio.

La misión primordial de la Exploración, consiste en la incorporación de recursos de hidrocarburos

Tomado de:PDVSA: http://www.pdvsa.com/index.php?tpl=interface.sp/design/readmenuprinc.tpl.html&newsid_temas=16

Sistema de deposición

2010-04-13T21:13:00.002-04:30

La matriz tridimensional de los sedimentos o litofacies que llena una cuenca.Los sistemas de de deposiciñon varían en función de los tipos de sedimentos disponible para la deposición, así como los procesos de sedimentación y entornos en los que hayan sido depositados. Los sistemas de deposición dominante son aluviales, fluviales, deltaicos y marinos, lacustres y eólicos sistemas.

Tomado de: http://www.glossary.oilfield.slb.com/Display.cfm?Term=depositional%20system

Compactacion diferencial

2010-04-13T21:11:00.002-04:30

Un fenómeno que se produce después de la deposición de algunos sedimentos de tal manera que las diferentes partes de la acumulación sedimentaria desarrollan diferentes grados de porosidad o se establecen de forma desigual durante el enterramiento bajo sucesivas capas de sedimentos. Esto puede resultar de ubicación en una superficie desigual, como próximo y con una estructura del arrecife, o cerca de una falla de crecimiento, o de diferente susceptibilidad a la compactación. La porosidad en una formación que ha experimentado la compactación diferencial puede variar considerablemente de una zona a otra.

Tomado de: http://www.glossary.oilfield.slb.com/Display.cfm?Term=differential%20compaction

Empaquetamiento cubico

2010-04-13T21:09:00.001-04:30

La disposición en el espacio de las esferas uniforme (los átomos y las moléculas en los cristales minerales o granos en rocas sedimentarias clásticas) que resulta en una estructura material cúbicos. empaquetamiento cúbico es mecánicamente inestable, pero es el arreglo de embalaje más poroso, con alrededor del 47% de porosidad en la situación ideal. La mayoría de los sedimentos no son esferas uniformes del mismo tamaño, ni pueden ser dispuestas en una estructura cúbica de forma natural, por lo que la mayoría de los sedimentos tienen mucho menos de 47% de porosidad.

Tomado de: http://www.glossary.oilfield.slb.com/Display.cfm?Term=cubic%20packing

Presion anormal

2010-04-13T20:54:00.002-04:30

Una condición bajo la superficie en la que la presión de los poros de una formación geológica supera o es inferior a la presión de formación previsto. Cuando las rocas impermeables como las pizarras se compactan rápidamente, sus poros con fluidos no siempre se puede escapar y luego debe ser compatible con la columna del total que cubre la roca, dando lugar a la formación de presiones anormalmente altas. El exceso de presión, llamado sobrepresión o geopresión, puede causar un reventón o bien a ser incontrolable durante la perforación. Una presión muy baja puede causar que la tubería de perforación se "pegue" a la formación con baja presión

Tomado de: http://www.glossary.oilfield.slb.com/Display.cfm?Term=abnormal%20pressure

Anisotropia aparente

2010-04-13T20:48:00.002-04:30

En los datos sísmicos, la relación entre la velocidad determinada a partir de un "moveout normal" (es decir, en primer lugar una medida horizontal) a la velocidad medida verticalmente en un perfil sísmico vertical o en una encuesta similar.La anisotropía aparente es de particular importancia cuando se migra a largo desplazamiento datos sísmicos y análisis de datos con precisión AVO. La velocidad moveout normal implica la componente horizontal del campo de velocidades, lo que afecta a las fuentes y los receptores que se compensan, pero el campo de velocidad horizontal no está involucrado en los cálculos de la velocidad vertical de medir pares de profundidad en el tiempo.

Tomado de: http://www.glossary.oilfield.slb.com/Display.cfm?Term=apparent%20anisotropy

Cemento API

2010-04-13T20:40:00.003-04:30

Una de varias clases de cemento fabricado según las especificaciones del American Petroleum Institute (API) Especificación de 10A. Clases de cemento API son A, B, C, D, E, F, G y H

Aluvial

2010-04-13T20:34:00.002-04:30

Perteneciente a la subaérea (a diferencia de submarinos) medio ambiente, la acción y los productos de un arroyo o río en su llanura de inundación, que habitualmente consiste de sedimentos clásticos detríticos, y distinta de la deposición subacuática como en los lagos o los océanos y menor deposición de la energía fluvial. Los sedimentos depositados en un ambiente aluvial pueden ser objeto de alta energía deposicional, como las aguas de inundación en rápida evolución, y puede ser mal clasificados o caótica.

Tomado de: http://www.glossary.oilfield.slb.com/Display.cfm?Term=alluvial

Punto de corte.

2010-04-12T15:39:00.002-04:30

Punto de corte:

La separación que se hace entre y por las temperaturas de ebullición que fraccionan un crudo o materia prima. Aunque en realidad representa una temperatura en la curva de ebullición, generalmente de determina promediando el 95 % de la temperatura de destilación ASTM de la ebullición de la fracción mas baja y un 5 % de la ebullición de la fracción mas alta, respectivamente.

Desintegracion con catalizador fluido

2010-04-12T15:32:00.002-04:30

Desintegracion con catalizador fluido:

Proceso mediante el cual el catalizador pulverizado esta en suspension en un gas que actúa como fluido. El aceite que va a desintegrarse es vaporizado y mezclado continuamente con el catalizador en una cámara de reacción; el catalizador se regenera continuamente utilizando aire para la combustión del carbón depositado en su superficie.

2010-04-12T15:22:00.002-04:30

Coquizar (coquizacion):

- Proceso para destilar del petróleo un productos hasta la sequedad. El petróleo contiene hidrocarburos complejos que se escinden en estructuras mas pequeñas durante la destilación altas temperaturas para producir hidrocarburos mas livianos y también un deposito abundante de carbón o coque que se sedimenta en el fondo del alambique.

- Aumento indeseable de depósitos de coque en cualquier equipo de la refinería.

- Proceso de desintegración térmica mediante el cual se descomponen aceites pesados para producir fracciones mas livianas y coque.

Prospeccion sismica

2010-04-12T15:21:00.000-04:30

Prospección sísmica:

Método de prospección que hace posible una visión del subsuelo y de sus estructuras geológicas con miras a la ubicación de pozos de exploración.
Consiste en emitir una señal en la superficie (por ejemplo, una pequeña carga explosiva o la caída de un peso) para provocar una onda de choque que se propaga a través de las capas del subsuelo, reflejándose en cada una de ellas las que se registran al retornar a la superficie.

Refinacion

2010-04-12T15:18:00.000-04:30

Refinación:

Conjunto de procesos industriales empleados para transformar los petróleos crudos en productos derivados; nafta, gas-oil, querosene, solventes, lubricantes, asfalto, etc.

Los procesos de refinación comprende tres series de operaciones:

a) Procesos físicos de fraccionamiento del petróleo crudo por destilación ("topping").
b) Procesos físicos-químicos de conversión destinados a incrementar el rendimiento de un crudo determinado en ciertos productos.
c) La refinación propiamente dicha comprende operaciones de carácter físicos y químicos destinadas a producir una amplia gama de productos terminados que satisfacen normas y especificaciones comerciales.

Principales procedimientos de refinación:

1) Destilación a presión atmosférica y al vacío.

2) Craqueo catalítico.

3) Vapocraqueo.

4) Reformado.

5) Isomerización.

6) Alquilación.

7) Desulfuración.

8) Reducción de viscocidad.

Punto critico

2010-04-10T22:44:00.000-04:30

En el diagrama envolvente es el punto de transición en el que los estados líquido y gaseoso de una sustancia se funden uno con el otro. Es la temperatura por sobre la cual una sustancia no puede existir en dos estados, sin importar la presión.

Presion Critica

2010-04-10T22:43:00.001-04:30

A temperatura crítica, la más alta presión en la que un material puro puede existir como gas en equilibrio con su líquido.

Analisis PVT

2010-04-10T22:41:00.000-04:30

Los estudios PVT se llevan a cabo con el propósito de analizar los yacimientos, y partiendo de los resultados de estos estudios, determinar los diversos parámetros y metodologías que se desarrollarán para poner a producir el yacimiento. El muestreo de fluidos se realiza al principio de la vida productiva del yacimiento. Existen dos formas de recolectar las muestras de fluidos:

- Muestreo de fondo.
- Muestreo por recombinación superficial.

Diagrama de fases

2010-04-10T22:39:00.002-04:30

Representación gráfica de las fronteras entre diferentes estados de la materia de un sistema, en función de variables elegidas para facilitar el estudio del mismo.

Presion Cricondenbarica

2010-04-10T22:39:00.001-04:30

Máxima presión a la cual coexisten en equilibrio vapor y liquido

Temperatura Cricondentermica

2010-04-10T22:37:00.000-04:30

Máxima temperatura a la cual coexisten en equilibrio vapor y liquido.

Efecto Klinkenberg

2010-04-10T22:35:00.000-04:30

Klinkenberg afirma que la permeabilidad a un gas es una función del camino libre promedio de paso a las moléculas de gas, y por lo tanto, depende de los factores que afectan a tal camino libre de paso, tales como la temperatura, presión y clase de gas. Por lo tanto cuando el camino libre de paso de las moléculas, es pequeño, como en el caso de altas presiones, es de esperar que la permeabilidad (K) a los gases se aproxime a la de los líquidos.

ASTM international

2010-04-10T22:32:00.000-04:30

conocida originalmente como la Sociedad Americana para Pruebas y Materiales, es una organización internacional organización de estándares que desarrolla y publica un consenso técnico de carácter voluntario normas para una amplia gama de materiales, productos, sistemas y servicios. Estas normas constan de 15 secciones entre las cuales se encuentra la de Petroleo que se usan para realizar pruebas de yacimientos como Viscosidad de Fluido, Gravedad API entre otros.

Picnometro

2010-04-10T22:25:00.000-04:30

El picnometro o botella de gravedad específica, es un frasco con un cierre sellado de vidrio que dispone de un tapón provisto de un finísimo capilar, de tal manera que puede obtenerse un volumen con gran precisión. Esto permite medir la densidad de un fluido, en referencia a la de un fluido de densidad conocida como el agua o el mercurio.
Normalmente, para la determinación de la densidad de algunos productos especiales como las pinturas, se utilizan picnómetros metálicos.

Si el frasco se pesa vacío, luego lleno de agua, y luego lleno del fluido problema, la densidad de éste puede calcularse sencillamente.

Densimetro

2010-04-10T22:23:00.000-04:30

es un instrumento que sirve para determinar la densidad relativa de los líquidos sin necesidad de calcular antes su masa y volumen. Normalmente, está hecho de vidrio y consiste en un cilindro hueco con un bulbo pesado en su extremo para que pueda flotar en posición vertical.
El término utilizado en inglés es “hydrometer”; sin embargo, en español, un hidrómetro es una instrumento bien diferente que sirve para medir el caudal, la velocidad o la fuerza de un líquido en movimiento
El densímetro se introduce gradualmente en el líquido para que flote libremente y verticalmente. A continuación se observa en la escala el punto en el que la superficie del líquido toca el cilindro del densímetro. Los densímetros generalmente contienen una escala de papel dentro de ellos para que se pueda leer directamente la densidad específica, en gramos por centímetro cúbico.

En líquidos ligeros, como queroseno, gasolina, y alcohol, el densímetro se debe hundir más para disponer el peso del líquido que en líquidos densos como agua salada, leche, y ácidos. De hecho, es usual tener dos instrumentos distintos: uno para los líquidos en general y otro para los líquidos poco densos, teniendo como diferencia la posición de las marcas medidas.
El densímetro se utiliza también en la enología para saber en qué momento de maceración se encuentra el vino. En el caso del alcohol el que se utiliza para medir, es el alcoholimetro de Gay Lussac, con este se determina los grados Guy Lussac

Variogramas direccionales

2010-04-05T16:00:00.001-04:30

Variogramas y semivariogramas que tienen un componente de dirección, además de la componente de distancia normal. variogramas direccionales y semivariogramas se utilizan comúnmente donde la características geológicas son heterogéneas. Por ejemplo, ambientes fluviales dominados por valles, canales y barras de punta es probable que tengan componentes direccionales que son detectables y que influirán en el comportamiento de los fluidos en estas formaciones. Modelos geoestadísticos que utilizan variogramas direccionales se puede esperar que sean más fiables en estas circunstancias.

Tomado de: http://www.glossary.oilfield.slb.com/Display.cfm?Term=directional%20variograms

Curva Koch

2010-04-05T15:52:00.001-04:30

Una curva utilizada para generar un determinado tipo de geometría fractal. Las líneas rectas se sustituyen por polígonos regulares en varias ocasiones. Estas curvas parecen un copo de nieve cuando se muestran gráficamente y se utilizan para ilustrar que una curva tiene una dimensión fractal.

Tomado de http://www.glossary.oilfield.slb.com/Display.cfm?Term=Koch%20curve

Empuje por capa de gas

2010-04-05T15:45:00.002-04:30

Cuando el gas acumulado sobre el petroleo e inmediatamente debajo del tope de la trampa genera un empuje sobre el petroleo hacia los pozos. La recuperación de un campo con capa de gas es del 40/50%.

A medida que ocurre una reducción de presión el gas se expande originando que ocurra una fuerza de pistón o de empuje del gas desplazando al petróleo y haciendo que el crudo se dirija a una zona de menor presión que en nuestro caso será el pozo productor, este proceso se denomina desplazamiento inmiscible del gas sobre el petróleo.

Tomado de las clases de introducción a la ingeniería de petroleo de la prof. Evelyn Azuaje. y de http://yacimientos-de-gas.blogspot.com/2008/10/mecanismos-de-produccin-natural-empuje.html

Sismografia

2010-04-05T15:37:00.002-04:30

Las ondas producidas por la explosión atraviesan las capas subterráneas y regresan a la superficie. Los geofonos las captan y las envían a la estación receptora, donde mediante equipos especiales de computo, se va dibujando el interior de la tierra.

Se puede medir el tiempo transcurrido entre el momento de la explosión y la llegada de las ondas reflejadas, pudiéndose determinar así la posición de los estratos y su profundidad, describiendo la ubicación de los anticlinales y fallas favorables para la acumulación de petroleo.

Mene

2010-04-05T15:32:00.002-04:30

Afloramiento de hidrocarburos debido a que no pudo ser entrampado y por ende siguio migrando hasta la superficie, lugar donde hay menor energia

Porosimetro de helio

2010-04-05T15:21:00.002-04:30

Es un instrumento medidor de volumenes que puede ser usado para determinar el volumen de los poros interconectados de una muestra.

Su funcionamiento esta basado en la Ley de Boyle, donde un volumen conocido de helio es lentamente presurizado y luego expandido isotermicamente en un volumen vacio desconocido. Despues de la expansion, la presion de equilibrio resultante estara dada por la magnitud del volumen desconocido; esta presion es medida. Usando dicho valor y la Ley de Boyle, se calcula el volumen desconocido.

Variograma

2010-04-05T15:17:00.002-04:30

Una función estadística de dos puntos que describe las diferencias aumento o disminución de la correlación, o continuidad, entre los valores de la muestra como la separación entre ellos aumenta.

El término variograma se utiliza a veces de forma incorrecta en lugar de semivariograma. Los dos se diferencian sólo en que el semivariograma utiliza cada par de elementos de datos una sola vez, mientras que el variograma utiliza todos los pares de datos posible. Semivariogramas se suelen utilizar en lugar de variogramas, pero direcciones opuestas por vectores (por ejemplo, al norte y sur) son reconocidas como representativas de lo mismo y que tengan rangos idénticos, umbrales, puntos de pepita y similares.

tomado de http://www.glossary.oilfield.slb.com/Display.cfm?Term=variogram

Ley de Walter

2010-04-05T15:12:00.002-04:30

Una ley que establece que litologías que se superponen unos a otros concordantemente se deben haber acumulado en los ambientes deposicionales adyacentes. Las excepciones se producen cuando existen interrupciones de erosión. Esta ley permite a las transformaciones de los datos verticales a los horizontales y se utiliza a menudo cuando una vertical secuencia de facies se ha identificado y caracterizado (por ejemplo, con análisis de cadenas de Markov) para estimar el patrón de deposición horizontal.

Tomado de: http://www.glossary.oilfield.slb.com/Display.cfm?Term=Walther's%20law

Presion hidrostatica

2010-04-02T18:53:00.000-04:30

Presión ejercida por una columna de fluido. Es igual a la altura de la cola multiplicada por la densidad del 1 multiplicada por la aceleración gravedad.

Celda fotovoltaica

2010-04-02T18:51:00.000-04:30

Dispositivo electrónico que consiste en capas de materiales semiconductores fabricados para formar una unión (a través de capas adyacentes de materiales con distintas características electrónicas) y contactos eléctricos siendo capaz de convertir la luz solar incidente en electricidad.

http://www.pdvsa.com/index.php

Darcy

2010-04-02T18:44:00.000-04:30

Una unidad estándar de medida de permeabilidad. Un darcy describe la permeabilidad de un medio poroso por cual el paso de un centímetro cúbico de fluido que tiene un centipoise de viscosidad que fluye en un segundo bajo un cálculo diferencial de presión de una atmósfera donde el medio poroso tiene un área cuadriculada de un centímetro cuadrado y una longitud de un centímetro. Un millidarcy (mD) es milésimoo de darcy y es una unidad comúnmente usada para rocas de depósito.

Simulacion condicional

2010-04-02T18:40:00.003-04:30

Un instrumento geoestadístico que cede una medida cuantitativa del error en un mapa. Es realizado cuando múltiples mapas han sido creados usando kriging o cokriging y donde cada mapa tiene similar tamaño y la discrepancia como los puntos de control, tiene aproximadamente mismo semivariogram, y aproximadamente honra los puntos de control. Si los datos de guía son usados, el promedio de las imágenes de simulación condicionales es el kriging con el flujo externo (KED) la solución.

En general, mapas de simulación condicionales contienen más detalle que mapas producidos por kriging o KED, pero requieren que mucho más esfuerzo produzca.

Superficie inundada.

2010-04-02T18:37:00.002-04:30

Superficie que evidencia de un aumento brusco en la profundidad del agua, separando los más jóvenes de los estratos más antiguos. La superficie también puede mostrar evidencia de erosión submarina menores.

Se forma en respuesta a un aumento de la profundidad del agua y por lo general los límites parasecuencias. En la secuencia estratigráfica de terminología, sustituye al más viejo, más genérico término "superficie trangressive", aunque no es un equivalente estricto.Este término también se utiliza como una versión corta de los términos de superficie máxima inundación o superficie de inundación marina.

http://www.glossary.oilfield.slb.com

Analisis de presion transiente

2010-04-02T18:35:00.002-04:30

El análisis de los cambios de presión a través del tiempo, sobre todo los relacionados con las pequeñas variaciones en el volumen de fluido. En la mayoría de las pruebas, así, una cantidad limitada de líquido puede fluir desde la formación sometido a prueba y la presión en la formación de un seguimiento en el tiempo. Luego, el pozo se cierra y la presión de control mientras el líquido dentro de la formación se equilibra. El análisis de estos cambios de presión pueden proporcionar información sobre el tamaño y la forma de la formación, así como su capacidad de producir los líquidos.

Daño

2010-04-02T18:32:00.001-04:30

Son discapacidades físicas o inducida de producción que pueden desarrollarse en el embalse, la zona cercana al pozo, la perforación, la terminación de grava-pack o las tuberías de producción, como la tubería.

Los Daños Naturales incluye fenómenos como la migración multas, arcilla hinchazón, formación de incrustaciones, los depósitos orgánicos, incluyendo parafinas o asfaltenos, y el depósito mixto orgánicos e inorgánicos.

El Daño inducido incluye conectar causadas por partículas extrañas en el fluido que se inyecta, los cambios de mojabilidad, emulsiones, precipitados o de lodo causados por las reacciones ácido, la actividad bacteriana y los bloques de agua de limpieza del pozo o tratamientos de estimulación de la matriz son dos operaciones diferentes que se pueden eliminar los daños naturales o inducidos.

http://www.glossary.oilfield.slb.com/Display.cfm?Term=layer%2Dcake%20geometry

Inundaciones alcalinas

2010-04-02T17:43:00.000-04:30

Una técnica de recuperación mejorada de petróleo en el que un químico alcalino como el hidróxido de sodio, carbonato de sodio o el sodio ortosilicato se inyecta durante las inundaciones o las operaciones de polímeros inyección de agua. El químico alcalino reacciona con ciertos tipos de aceites, formando tensioactivos en el interior del depósito.

Finalmente, los tensioactivos reducen la tensión interfacial entre el petróleo y el agua y provoque un aumento de la producción de petróleo. Inundaciones alcalinas no se recomienda para los yacimientos carbonatados debido a la abundancia de calcio: la mezcla entre el producto químico alcalino y los iones de calcio puede producir la precipitación de hidróxido de que puedan dañar la formación.inundaciones alcalina es también conocido como inundaciones cáustica.

Coiled tubing

2010-03-29T11:45:00.002-04:30

Consiste en un tubo metálico continuo construido en una aleación especial que permite que se le trate como si fuese una guaya o cable pero que posee las mismas características físicas de una tubería convencional.

Direccionalidad

2010-03-29T11:42:00.002-04:30

En un yacimiento, pueden haber variaciones de permeabilidad tanto lateralmente como verticalmente. En una roca estratificada la permeabilidad medida a lo largo de los planos de estratificacion se llama permeabilidad horizontal

Ley de Darcy

2010-03-29T11:33:00.002-04:30

La Ley de Darcy describe, con base en experimentos de laboratorio, las características del movimiento del agua a través de un medio poroso.

La expresión matemática de la Ley de Darcy es la siguiente:

Donde:

= gasto, descarga o caudal en m³/s.

= longitud en metros de la muestra

= una constante, actualmente conocida como coeficiente de permeabilidad de Darcy, variable en función del material de la muestra, en m/s.

= área de la sección transversal de la muestra, en m².

= altura, sobre el plano de referencia que alcanza el agua en un tubo colocado a la entrada de la capa filtrante.

= altura, sobre el plano de referencia que alcanza el agua en un tubo colocado a la salida de la capa filtrante.

, el gradiente hidráulico.

Darcy utilizo básicamente un permeametro simple es un recipiente de sección constante por el que se hace circular agua conectando a uno de sus extremos un depósito elevado de nivel constante. En el otro extremo se regula el caudal de salida mediante un grifo que en cada experimento mantiene el caudal también constante. Finalmente, se mide la altura de la columna de agua en varios puntos

Darcy encontró que el caudal que atravesaba el permeámetro era linealmente proporcional a la sección y al gradiente hidráulico.

Tomado de http://ausma.uncoma.edu.ar/academica/materias/riego/clave/temas/Ley%20de%20DArcy%20en%20medios%20porosos.pdf

http://es.wikipedia.org/wiki/Ley_de_Darcy

Condicion de la vecindad del pozo

2010-03-29T11:23:00.002-04:30

Durante la perforacion y completacion de un pozo, parte de los fluidos utilizados durante estas operaciones pueden fluir dentro de la formacion. Las particulas suspendidas en ellos obstruyen parcialmente el espacio poroso, reduciendo la permeabilidad, y creando una zona dañada en la vecindad del hoyo.

La caida de presion generada es debida a la variacion de la permeabilidad en la vecindad del pozo.

Pskin=quS/2πkh

Muestras de fondo

2010-03-29T11:05:00.002-04:30

Consiste en bajar al fondo del pozo una herramienta de unos 6 pies de longitud y 1 1/2 pulgadas de diámetro que tiene una cámara donde se acumula la mezcla de hidrocarburos a la presión y temperatura del punto de muestreo. Se recomienda tomar la muestra con el pozo fluyendo a una baja taza de flujo estabilizada. La presión de fondo fluyente en el punto de muestreo debe ser mayor que la presión de rocío de tal manera que el fluido se encuentre en una sola fase. Se deben tomar por lo menos muestras.

El mejor lugar de muestreo es el punto mas profundo en el pozo por donde pasa el fluido que viene de la formación y donde la presión no sea menor que la presión de saturacion de la mezcla.

Muestras de cabezal

2010-03-29T11:02:00.002-04:30

Si se esta produciendo un fluido monofásico a condiciones del cabezal del pozo, se puede tomar la muestra directamente en el cabezal. La muestra se hace fluir a un cilindro o a un pequeño separador portátil.

Muestras de superficie

2010-03-29T10:59:00.002-04:30

Las muestras de gas y liquido son tomadas del separador de alta, después de largos periodos de flujo estabilizado. Durante la prueba de flujo se debe medir las tasas de gas y condensado en forma precisa. Estas muestras se deben recombinar en la misma proporción de las tasas de flujo o de la relación gas-condensado (liquido) medida en el separador.

Oleoducto (oil pipe en ingles)

2010-03-29T10:47:00.002-04:30

Tramos de tubos unidos herméticamente entre si, subterráneos y en superficie, generalmente mayores a cuatro pulgadas, para transportar petroleo a cortas y largas distancias.

Migracion

2010-03-25T18:35:00.001-04:30

Desplazamiento del petróleo a través de las rocas.

La migración primaria es el movimiento del crudo desde la roca madre hasta roca almacén.

La migración secundaria consiste en el desplazamiento del petróleo de la roca almacén a la trampa donde se acumula.

Si el movimiento del petróleo le permite alcanzar la superficie se descompondrá por los agentes atmosféricos.

Fracturacion

2010-03-25T18:32:00.000-04:30

Forma de abrir artificialmente una formación para incrementar la permeabilidad y el flujo de petróleo al fondo del pozo.

Los métodos de fracturación son:
a) Por acidificación, a través de la inyección de ácidos para disolver depósitos de caliza.
b) Por explosión, aplicando cargas explosivas para quebrar la formación.
c) Hidráulica, con el bombeo de líquidos a presión para abrir la formación.

Exploracion

2010-03-25T18:31:00.002-04:30

Es la busqueda de yacimientos de petróleo y gas y comprende todos aquellos métodos destinados a detectar yacimientos comercialmente explotables.

Incluye el reconocimiento superficial del terreno, la prospección (sísmica, magnética y gravimétrica), la perforación de pozos de exploración y el análisis de la información obtenida.

Craqueo

2010-03-25T18:31:00.001-04:30

Transformación por ruptura de las grandes moléculas de crudos y gases para obtenerlas mas pequeñas a fin de aumentar la proporsión de productos ligeros y volátiles.

Se distinguen en craqueo térmico y catalítico. El térmico se realiza únicamente por la acción del calor y la presión, mientras que el craqueo catalítico utiliza catalizadores que permiten, igualdad de temperatura, mayores transformaciones.

Conversion

2010-03-25T18:30:00.002-04:30

Procedimiento que permite disminuir el contenido de monóxido (bióxido de carbono e hidrógeno) de un gas combustible por medio de una transformación catalítica en presencia de vapor de agua.

Condensado de gas

2010-03-25T18:30:00.001-04:30

Hidrocarburo que se mantiene en estado gaseoso en las condiciones de su depósito natural pero por las altas presiones se licua en las condiciones superficiales normales. En otros países se lo conoce como líquido del gas natural.

API

2010-03-25T18:29:00.001-04:30

Sigla de American Petroleum Institute, que es una asociación estadounidense de la industria petrolera, que patrocina una división de la producción petrolera en la ciudad de Dallas, Texas.

El instituto fue fundado en 1920 y se constituyó en la organización de mayor autoridad normativa de los equipos de perforación y de producción petrolera.

Publica códigos que se aplican en distintas áreas petroleras y elabora indicadores, como el peso específico de los crudos que se denomina "grados API".

Afloramiento superficial

2010-03-25T18:28:00.001-04:30

Hidrocarburos líquidos o gaseosos que al surgir a la superficie dejan trazas que permiten presumir la existencia de una acumulación de hidrocarburos.

Petroleo convencional

2010-03-25T18:25:00.000-04:30

Petroleo que tiene características físicas comunes (en términos de viscosidad, densidad, etc.) y puede ser extraído en condiciones simples desde un punto de vista técnico y rentables desde un punto de vista económico.

Se opone al petróleo no convencional que en razón de sus características físicas o de su apartamiento no estándar es difícil y costoso producirlo (petróleo crudo pesado o extrapesado, o petróleo extraído de grandes profundidades.

Gas rico

2010-03-24T21:29:00.002-04:30

Gas predominantemente con metano, pero con una proporción relativamente alta de otros hidrocarburos. Muchos de estos hidrocarburos normalmente se separan como líquidos del Gas natural

Condensado de gas

2010-03-24T21:25:00.002-04:30

Hidrocarburos que se mantienen en estado gaseoso en las condiciones de su deposito natural pero por las altas presiones se licua en las condiciones superficiales normales. En muchos paises tambien se le conoce como liquido de gas natural

Querogeno

2010-03-24T21:14:00.001-04:30

Es una mezcla de compuestos químicos orgánicos presente en las rocas sedimentarias. Son insolubles en los solventes orgánicos comunes, debido a su enorme peso molecular (por encima de 1.000 Daltons). La porción soluble es conocida como bitumen. Al ser calentados dentro de la corteza terrestre, (ventana del petróleo a aprox. 60°-120 °C, ventana del gas natural a aprox. 120°-150 °C) algunos tipos de querógeno desprenden petróleo crudo o gas natural, conocidos colectivamente como hidrocarburos (combustibles fósiles). Cuando tales querógenos se hallan presentes en concentraciones elevadas en rocas tales como la pizarra, es posible que se trate de roca madre. Las pizarras ricas en querógenos que no han estado sometidas a temperatura suficiente para desprender hidrocarburos, pueden formar depósitos de pizarra bituminosa.

tomado de http://es.wikipedia.org/wiki/Querógeno

Pentano Plus (C5+)

2010-03-24T21:10:00.002-04:30

Mezcla de hidrocarburos que comprenden lo que se puede separar a partir de Isopentano e incluye los componentes mas pesados que este.

Ingenieria de petroleo

2010-03-24T21:05:00.002-04:30

Es la parte de la ingeniería que combina métodos científicos y prácticos orientados al desarrollo y aplicación de técnicas para descubrir, explotar, desarrollar, transportar, procesar y tratar los hidrocarburos desde su estado natural, en el yacimiento, hasta los productos finales o derivados.

Los conocimientos y técnicas empleadas por los ingenieros de petróleo proceden de casi todos los campos de la ciencia, y se desarrollan constantemente debido a la incesante búsqueda de recursos y de optimización de la producción. Los principios de la Física y la Química Aplicada son empleados en todas las etapas de la explotación de los hidrocarburos, desde la exploración hasta la conversión de éstos en productos de consumo.

En la industria petrolera se conforman equipos multidisciplinarios que trabajan en conjunto para encontrar y producir los hidrocarburos entrampados en el subsuelo. Esto ocurre debido a la gran cantidad de problemas y fenómenos que se desarrollan tanto en el yacimiento como en la superficie. El ingeniero de petróleo tiene la capacidad de interpretar los datos recibidos de parte de geólogos, geofísicos, químicos y físicos, y de desarrollar métodos óptimos para el desarrollo de los yacimientos haciendo uso de todas las tecnologías que tenga al alcance.

Tomado de http://es.wikipedia.org/wiki/Ingeniería_del_petróleo

Caliza

2010-03-24T21:03:00.001-04:30

Roca sedimentaria cuyo componente principal es el carbonato de calcio. Se origina en el mar o en lagos por la acumulacion de restos de organismos como corales y conchas de moluscos.

Derivados

2010-03-24T20:56:00.002-04:30

Productos obtenidos directamente por la transformación física o química de los hidrocarburos.

Densidad

2010-03-24T20:45:00.003-04:30

Espesor o concentración de elementos.

Masa de una sustancia por unidad de volumen expresada normalmente en terminos de Kg por metro cubico.

Tension interfacial

2010-03-17T01:32:00.002-04:30

Tensión interfacial, un líquido en contacto con otra sustancia (sólido, líquido o gas) posee una energía que es el resultado de la diferencia del grado de atracción de las moléculas de la superficie entre ellas con la del grado de atracción de otra sustancia.. Este fenómeno se define como la cantidad de energía que hace falta para separar un área unitaria de una sustancia desde otra. Se designa como i,j . En los acuíferos no encontramos, en la zona no saturada, agua formando capas alrededor de los granos del suelo que no puede fluir por la fuerzas de capilaridad, pero que interactúa, con la fase líquida no acuosa del contaminante. El contacto trifásico agua (W), crudo (O) y sólido (S) está caracterizado por los ángulos de

contacto.

Flujo Radial

2010-03-17T00:50:00.001-04:30

Es un tipo de flujo presente en yacimientos tabulares, donde se debe cumplir que el flujo es en dos dimensiones que convergen en un punto comun y el drenaje se realiza en toda la superficie perforada.

Flujo lineal

2010-03-17T00:45:00.001-04:30

Flujo presente en yacimientos petroliferos tabulares donde se cumple que el flujo de petroleo debe tener una sola direccion y sentido, a favor de la permeabilidad.

Ingenieria de yacimientos

2010-03-17T00:37:00.002-04:30

Es un area de la petrologia encargada del estudio de los sistemas roca fluido que forman las reservas de petroleo o gas y sus propiedades, en relacion con la cantidad y maximizacion en su extracion.

El ingeniero de yacimientos es un experto en el estudio de las propiedades intensivas y extensicas del sistema roca fluido, que aplica para su analisis todo tipo de recursos tecnicos y cientificos, como modelos informaticos, metodos numericos, matematicos y conceptos fisicos y quimicos. Debe determinar los metodos mas adecuados para la extraccion de los fluidos.

Yacimiento naturalmente fracturado

2010-03-17T00:32:00.002-04:30

La mayoria de los yacimientos contienen fracturas. Las fracturas son una caracteristica del yacimiento que puede afectar desde la porosidad de la roca hasta la migracion de fluidos, por eso al momento de explotar debe tomarse en cuenta la presencia de estas.

la controversia de esta clase de yacimientos esta dada por los grandes esfuerzos que hace la industria por comprenderlos mejor y modelarlos con suficiente certeza para evitar grandes perdidas de costos, pozos y materiales.

Porosidad

2010-03-17T00:16:00.004-04:30

Fraccion del volumen total de la roca que representa espacios vacios.

Modelado Geoestadistico

2010-03-16T23:52:00.002-04:30

El proceso de generacion de modelos del subsuelo mediante metodos geoestadisticos. Los metodos dan un modelo detallado utilizando datos escasos ( como troncos y nucleos de algunos pozos en un area grande) y un conocimiento de los sistemas depositacionales y los ajustes estructurales para estimar las caracteristicas del subsuelo entre los pozos.

Estos metodos fueron desarrollados originalmente en la industria minera donde los hoyos estan generalmente mas cerca, y luego fueron adaptados para su uso en la industria del petroleo y gas. Los modelos geoestadisticos son usados para simulacion de yacimientos y el manejo de los mismos.

Factor de recobro

2010-03-16T23:50:00.002-04:30

Es el porcentaje de petroleo o gas en sitio en un yacimiento que en ultima instancia puede ser retirado mediante tecnicas primarias o secundarias.

Caracterizacion de yacimientos

2010-03-16T23:40:00.002-04:30

los modelos de yacimientos simulan comportamientos de los fluidos dentro del yacimiento bajo condiciones diferentes para ayudar a los equipos activos a desarrollar tecnicas de produccion optimas.

Tomado de : www.glossary.oilfield.slb.com

Petróleo crudo residual

2010-03-16T21:22:00.003-04:30

Petróleo casi imposible de extraer del yacimiento luego de haberse logrado las etapas de producción primaria, secundaria y terciaria.

Sacado de Glosario Energético Esencial de Alfredo Mendez 2da. edición

Petróleo crudo (crude oil)

2010-03-16T21:15:00.002-04:30

Porción inmóvil de hidrocarburos que existe en la fase líquida en los yacimientos naturales y permanece líquida en condiciones atmosféricas de presión y temperatura.

Puede contener pequeñas cantidades de azufre, nitrógeno oxígeno y ceniza.

Sacado de Glosario Energético Esencial de Alfredo Mendez 2da. edición

Recuperación terciaria

2010-03-16T21:06:00.003-04:30

Recuperación de hidrocarburos de un yacimiento por encima de lo que se puede recuperar por medio de recuperación primaria o secundaria.

Los tipos de procedimientos de recuperación terciaria consisten en inyectar en los yacimientos disolventes miscibles, gases hidrocarbonados o gas carbónico como también agua con sosa, tenso activos o polímeros hidrosolubles.

Normalmente implica un método sofisticado tal como el calentamiento del yacimiento o el ensanchamiento de los poros empleando productos químicos.

Sacado de Glosario Energético Esencial de Alfredo Mendez 2da. edición

Recuperación secundaria

2010-03-16T21:03:00.003-04:30

Operación que consiste en inyectar agua en el yacimiento con la finalidad de desplazar mayores volúmenes de petróleo a la superficie.

Esta operación también incluye la combustión "in situ" de los petróleos pesados. El método permite recuperar hasta un 25% más de petróleo.

Sacado de Glosario Energético Esencial de Alfredo Mendez 2da. edición

Recuperación primaria

2010-03-16T20:54:00.004-04:30

Afluencia natural del petróleo o del gas desde el seno del yacimiento a la superficie por la diferencia de las presiones.

La circulación del fluido puede ser natural (pozo surgente) o por bombeo.

Sacado de Glosario Energético Esencial de Alfredo Mendez 2da. edición

Yacimiento de gas condensado

2010-03-16T20:49:00.002-04:30

Es un yacimiento en el cual ni el gas natural ni el crudo son las corrientes de producción predominantes. Para incrementar la recuperación del condensado, el gas debe ser recirculado durante los primeros años y producido en una fecha posterior

Tomado de Glosario Energético Esencial de Alfredo Mendez 2da edición

Viscosidad

2010-03-16T20:44:00.002-04:30

En general, resistencia de los líquidos al flujo, medida en segundos Universal Saybolt, Poise o grados Engler.

También definido como propiedad de los fluidos, que se debe al frotamiento de sus moleculas, cuyo grado determina la velocidad de salida de los mismos fluidos a través de tubos capilares.

Acuifero

2010-03-16T20:29:00.002-04:30

Es una zona subterránea de roca permeable capaz de almacenar, filtrar y liberar agua, que puede usarse para aplicaciones de almacenamiento de gas.

Un acuífero necesitará estar formado por una capa permeable de roca en la parte inferior y una capa impermeable en la parte superior, con una cavidad para almacenamiento de gas

Sacado de Glosario Energético Esencial de Alfredo Mendez 2da. edición

Muestreo de los Fluidos de Yacimiento

2009-06-23T21:27:00.002-04:30

Ingenieros de diversas disciplinas utilizan datos de muestras de fluidos para la toma de decisiones relacionadas con el desarrollo del yacimiento en estudio. Así pues los ingenieros de yacimientos emplean los datos suministrados para determinar la arquitectura del yacimiento, estimar las reservas, realizar cálculos de balance de materiales y analizar el flujo de fluidos en medios porosos. Los geólogos requieren de información exacta para realizar las correlaciones de los yacimientos y los estudios geoquímicos. en cuanto al personal de refinación y mercadeo toman las decisiones relacionadas con el rendimiento y el costo de los productos. Si la toma de datos es errada pueden producirse consecuencias imprevistas y costosas durante la producción del yacimiento.

El programa de muestreo y análisis permite conocer una diversidad de comportamientos de los fluidos. A través del comportamiento de sus fases vapor líquido se puede catalogar el sistema de fluidos existente en el yacimiento. Las clasificaciones de estas fases abarcan desde gas seco, gas húmedo y gas retrógrado hasta petróleo negro o petróleo pesado.

Fig 1. Diagrama generalizado de la presión en función de la temperatura para los fluidos de yacimientos.

El diagrama contiene dos regiones principales: monofásica y bifásica. El límite entre estas regiones se denomina envolvente de saturación, la cual posee varios rasgos principales, entre los que cabe destacar:

La curva de burbujeo es la porción en la cual el gas comienza a separarse del líquido.
La curva de rocío es la porción en la cual comienza a condensarse el líquido a partir del gas.
El punto crítico es la localización en la que se unen ambas curvas.
El punto cricondertérmico indica la temperatura más elevada de la envolvente de saturación y la cricondenbárica es la presión más elevada de la envolvente de saturación.

Los fluidos del yacimiento se clasifican de acuerdo al comportamiento que desarrollen en el yacimiento y durante la produción en el esquema PT, así pues:

El gas seco no ingresa en la región bifásica en ningún punto del trayecto PT de producción.
El gas húmedo se mantiene como sistema monofásico en el yacimiento, sin importas el agotamiento de la presión; sin embargo durante la producción atraviesa la curva de rocío y forma una fase líquida.
El gas retrógrado reside en la región monofásica a temperaturas que oscilan entre el punto crítico y la cricondenterma, mientras que durante el agotamiento de presión, a temperatura de yacimiento, se forma líquido en el yacimiento en sí que persiste a lo largo de todo el trayecto PT de producción.
El petróleo volátil reside en la región monofásica, justo a la izquirda del punto crítico, la liberación del gas se produce conforme el fluido atraviesa la curva del punto de burbujeo durante la operación de producción.
El petróleo negro existe e la región monofásica a temperaturas de yacimiento considerablemente más bajas que el punto crítico. Durante el proceso de producción se libera el gas, pero su proporción relativa es pequeña si se compara con el petróleo volátil.
El petróleo pesado es un subconjunto del petróleo negro que contiene cantidades bajas de gas y la fase líquida se compone predominantemente de componentes con alto peso molecular.

En los yacimientos puede existir una variabilidad de composición de los fluidos dentro de un campo o de una formación. La variación composicional significativa de hidrocarburos, tanto vertical como lateral dentro de un compartimiento hay que tomarla en cuenta también para la caracterización del yacimiento. La gradación composicional es causada a menudo por acción de la gravedad o las fuerzas inestables de la biodegradación, los gradientes de temperatura, la carga actual, la historia de carga o las lutitas incompatibles que actúan como sellos. La magnitud de la variación composicional puede variar en forma considerable dependiendo de la historia geológica y geoquímica del yacimiento.

Al existir compartimentalización del yacimiento, gradación composicional o ambos fenómenos, se necesita contar con un programa de muestreo de fluidos más robusto. Las propiedades del sistema roca-fluido inciden en la capacidad para recolectar muestras de fluidos representativas.

La recolección de muestras requiere el flujo de fluido hacia el pozo, lo que ocurre solamente cuando la prsión de flujo del pozo es menor que la presión de la formación. Si la presión de flujo del pozo cae por debajo de la presión de saturación del fluido, tendrá lugar la formación de una fase gaseosa en el caso del petróleo volátil o negro, y de una fase líquida en el caso de gas retrógrado. La movilidad relativa de cada fase de fluido es diferente, debido a que el flujo es desigual, la composición del fluido que sale de la formación no será la misma que la del fluido en el yacimiento. Este efecto puede disminuirse o eliminarse mediante el muestro con valores de tasas de flujo y diferenciales de presión lo más bajo posibles.

Las muestras de fluidos de fondo de pozo deben ser extrídas de localizaciones que provean la información más relevante para la toma de decisiones. Parta ello, las herramientas actuales de muestreo y pruebas incluyen un arreglo de instrumentos que pueden efectuar el análisis de fluidos de fondo de pozo. Este tipo de herramientas proveen mediciones de las propiedades de los fluidos en tiempo real y en condiciones de yacimiento, lo que permite que los ingenieros analicen las muestras antes de que sean recolectadas.

Figura 2: Diagrama esquemática de un Probador Modular de la Dinámica de la Formación, para la extracción guiada del fluido del yacimiento.

La figura anterior muestra una probeta de muestreo guiada la cual se fija contra la pared del pozo con el fin de extraer los fluidos de la formación para la caracterización y la recolección de muestras de fluido. Los analizadores de fluidos vivos de fondo de pozo, proveen mediciones cuantitativas y en tiempo real de la densidad, la viscosidad, la relación gas petróleo, la composición de los hidrocarburos y el pH del agua de formación.

Referencias:
- Advancing Fluid-Property Measurements. Autumn 2007. Publications by Schlumberger. http://www.slb.com/media/services/resources/oilfieldreview/ors07/aut07/advancing_fluid_property.pdfSchlumberger (2009).
- Oilfield Glossary. Disponible: http: //www.slb.com/

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Bombeo Multifásico

2009-06-23T21:25:00.002-04:30

El objetivo principal del bombeo multifásico consiste en bombear fluidos inestables, mezclas de petróleo, gas, agua y sedimentos provenientes de los pozos, sin separación previa, por un oleoducto hacia un centro principal de separación y tratamiento de fluidos. Está tecnología puede recoger la producción proveniente de pozos que fluyen libremente, pozos que son producidos por levantamiento artificial o bien por estimulación del yacimiento mediante la inyección de vapor y / o gas.

Las bombas multifásicas son bombas de doble tornillo de desplazamiento positivo, en los cuales el movimiento de un fluido causado por la disminución del volumen de una cámara y el aumento de volumen de otra cámara, donde el fluido siempre está contenido entre el elemento impulsor y la cámara. Dependiendo de las condiciones de operación, tipo de mezcla y aplicación pueden diferenciarse dos modelos de bomba, las MW y las MPC.

Figura 1: Bomba Multifásica modelo MW

Figura 2: Bomba Multifásica Modelo MPC

Las diferencias entre estos dos modelos de bombas multifásicas son:

Las bombas multifásicas hacen que la presión de los cabezales de pozo disminuya, aumentando el diferencial de presión y por lo tanto aumenta la producción. Estas bombas son utilizadas en campos donde la producción tiene las siguientes características:

Pozos en declinación, para aumentar la producción y la vida del proyecto.
Pozos Marginales, lejos de las facilidades de producción.
Pozos costa afuera.
Sistemas de transferencia en tuberías.
Proyectos en desarrollo, por ejemplo: Petrozuata y AmeritenVenezuela.

El sistema de bombeo multifásico fue diseñado para aumentar la producción, recobro y vida útil de yacimientos, entre otros beneficios. En resumen, ofrece las siguientes ventajas importantes:

Menor y mejor distribución del capital de inversión en el tiempo.
Optimización de los costos de operación y mantenimiento.
Eliminación de procesos de separación y quema de gas, disminuyendo la complejidad de las operaciones y el impacto ambiental.
Funcionamiento seguro y continuo, tanto en operación como supervisión local como remota.
Diseños adaptados a cada aplicación.
Sistema integrado en un skid o base metálica de reubicación.
Adaptación a los cambios de producción y flexibilidad operacional.
Menor impacto ambiental.
Aumento de la producción mediante la reducción de presión del cabezal del pozo.

El bombeo multifásico es la tecnología de reemplazo de complejos sistemas de producción como estaciones de flujo tradicionales, que por su dispersa ubicación en el campo de producción, numerosos equipos de superficie, alta dependencia del factor humano y por las restricciones de contrapresión que imponen a los pozos, pueden comprometer la facilidad económica de un proyecto en lo que a productividad y costo se refiere. A continuación se presenta un diagrama de estación de flujo convencional:

Figura 3: Estación de flujo Convencional.

Debido a la capacidad que tienen las bombas multifásicas para manejar la mezcla de gas, agua, petróleo y partículas sólidas, la mezcla va de los pozos directamente a la succión de la bomba sin tener que separar los componentes ni pasar por ningún otro equipo, de ahí es bombeada una estación de recolección como se muestra en la figura:

Figura 4: Estación de Flujo con Bomba Multifásica.

Las ventajas de este cambio son:

Incremento de la producción.
Impacto ambiental positivo, reduciendo las emisiones de gas al ambiente.
Un sistema más simple con menor requerimiento de mantenimiento y supervisión, reduce costos de mantenimiento y operación de aproximadamente 30%.
Menor inversión de capital

Fuente: Corporación Tecnología Global 21. (Junio 2009) Tecnología Multifásica. Revista Petroleum. Revista Petrolera de America Latina.

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¿Cómo describir un yacimiento?

2009-06-23T19:02:00.008-04:30

Los yacimientos presentan variaciones complejas de continuidad, en particular sus propiedades relativas al espacio poroso. Esta variaciones reflejan el proceso de deposito original y los cambios diagenéticos y tectónicos consecuentes . Los modelos sencillos son inadecuados para predecir el rendimiento del yacimientos y para diseñar un esquema de administración de la producción del campo que optimice el rendimiento. Esto es particularmente cierto para los yacimientos heterogéneo bajo inyección de agua en los que el factor de rendimiento es muy sensible a la heterogeneidad del yacimiento y donde el conocimiento es exacto de la distribución vertical y lateral de la permeabilidad es esencial.

Podemos decir que para la descripción coherente es necesario la utilización e integración de todos los datos de las diferentes fuentes posibles ya que ninguna fuente de datos por si sola puede proporcionar una descripción completa del yacimiento.

Los datos de entrada estáticos para la descripción del yacimiento provienen de:
· Los registros de servicio de cable en agujero abierto.
· Datos de muestra y corte.
· Datos sísmicos.
· Datos sobre los fluidos del yacimiento.

Los datos de muestras y registros describen una región no muy profunda alrededor del pozo. Donde el tamaño de una muestra típica es muy pequeño en comparación con el de la capa del yacimiento. Las propiedades determinadas en base a muestras, presentan por lo tanto, mas variaciones de los datos promediados sobre volúmenes de roca mas grandes. Otra dificultad causada por la naturaleza puntual de la medición de muestras se encuentran al relacionar la permeabilidad de las muestras con las propiedades de flujo de capas a gran escala y al definir la permeabilidad vertical, la cual a menudo depende de estrías muy delgadas de roca mas compactas.

Los datos de registro tambien se han usado con éxito para definir y relacionar tipos de rocas, otra información critica para la descripción del yacimiento.

Las mejoras recientes en las diferentes técnicas, fuentes y procesamientos en registros sísmicos ha elevado considerablemente el papel de la información sísmica en la descripción de yacimientos, particularmente a través del modelaje y de la interpretación estratigráficos.

En la mayoría de los casos la amplia cantidad de datos de registro y de otros datos disponibles sobre las rocas, así como las interpretaciones del procesamiento por computadora no se utilizan totalmente en la descripción. Aunque el objetivo de los servicios de descripción de yacimientos, es maximizar la contribución de registro de pozos a la descripción de yacimientos, no es un enfoque basado en los registros. Este servicio intenta describir detalladamente un yacimiento a través del uso coherente de todos los datos disponibles.

Fuente: Schlumberger

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Servicios Geológicos

2009-06-23T18:28:00.004-04:30

Los registros de cable permiten obtener continuamente en función de la profundidad los parámetros de la formación que pueden ser útiles para aplicaciones geológicas. Estas aplicaciones van desde las correlaciones simples entre pozos hasta el estudio de yacimientos completos, pasando por información estratigráfica.

La composición de una roca puede expresarse como minerales o como elementos químicos. La composición mineral nos da las propiedades petrológicas, tales como dureza, densidad, resistividad y tiempo de transito. Algunas herramientas mide la concentración de los elementos mientras que otras tienen una respuesta que depende del porcentaje de la distribución de los minerales en la roca.

La correlación es uno de los principales usos de los registros de pozos, donde la correlación entre los estratos equivalentes de un pozo al siguiente pozo. El intervalo de los registros de diferentes pozos se pueden comparar para observar su similitud o las respuestas características de los registros a los indicadores litológicos; estos registros tienen la ventaja de proporcionar una información continua en todo el pozo estos estudios de correlación permiten realizar mapas exactos del subsuelo y determinar:

· Las profundidades de las formaciones presentes en el pozo en comparación con el otro pozo ,los afloramientos o las proyecciones geofísicas.
· Si el pozo forma parte o no de una determinada estructura geológica mayor.
· Si la profundidad del pozo ha alcanzado un horizonte productivo conocido , y de lo contrario , cuanto falta por perforar.
· La existencia de inclinaciones pliegues , discordancias , el hecho de que la secciones litológicas se engrosen o adelgacen ; o los cambios materiales de sedimentación o litología

Cualquier registro tomado en forma continua tiene algún potencial de correlación y sin duda alguna todos los registros de los agujeros abiertos conocidos han sido utilizados . Sin embargo para lograr una mejor correlación, el registro debe responder a cierta propiedad del estrato que no va a variar mucho de pozo a pozo.

Fuente: Schlumberger

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Pozos Inteligentes

2009-06-23T10:17:00.004-04:30

El objetivo principal del los campos inteligentes es automatizar tantas tareas como sea posible para mejorar el valor actual neto de un activo, a través del incremento de la producción y la reducción de los costos. El campo inteligente por excelencia, es aquel en que la intervención física se elimina del proceso de producción en todas las actividades, salvo las tareas de mantenimiento esenciales o la ocurrencia de eventos inusuales e imprevistos.

Los sistemas recolectan y procesan grandes volúmenes de datos provenientes de numerosos nodos ubicados dentro de cada pozo e instalación de superficie. El sistema luego organiza toda la información en forma racional, toma decisiones lógicas para optimiza la producción de todo el campo y pone en práctica esas decisiones por control remoto. El monitoreo y la acción resultante tienen lugar en tiempo real y en un ciclo continúo.

El valor máximo de las terminaciones inteligentes radica en el mejor manejo de los yacimientos, que aplica procesos de transmisión de datos y control en tiempo real a herramientas tradicionales de ingeniería de yacimientos, tales como el análisis de las curvas de declinación, los cálculos de balances de materiales, las curvas de desempeño y la simulación de yacimientos. Por encima de todos estos, el valor de los pozos inteligentes reside en su capacidad para posibilitas a los operadores el control activo de sus yacimientos con el fin de maximizar la recuperación y optimizar la producción.

Los pozos inteligentes ayudan a obtener la información del yacimiento en tiempos reales, facilitado el proceso de optimización de producción. Su tecnología ha sido probada en campo, demostrando notables mejorías y es aplicable tanto en campos nuevos como maduros.

El termino pozo inteligente hace referencia a la implantación de procesos de control en el fondo del pozo. Su principal diferencia respecto a los convencionales es que permiten monitorear, interpretar y controlar la producción o inyección en un continuo lazo cerrado, proceso que puede realizarse a distancia sin intervención del pozo.

Entre las principales ventajas que ofrecen los pozos inteligentes se tiene:
- Permiten optimizar la producción conjunta de zonas múltiples.
- Monitorear y controlar las condiciones de fondo de pozo en tiempo real, lo que mejora los sistemas de recuperación secundaria y terciaria.
- Disminuir el número de pozos necesarios para drenar el yacimiento.
- Menos intervenciones costosas y riesgosas.
- Mejorar la disminución de producción de agua en caso de que ocurra.

Según su clasificación los pozos inteligentes pueden ser:
- Eléctricos, que constan de una sola línea para instrumentación y control.
- Hidráulicos, consta de una línea eléctrica y dos hidráulicas.
- Estos dos tipos poseen sensores integrados e infinito número de posiciones en el estrangulador y son de elevado costo.
- Hidráulico.

En cuanto a los pozos eléctricos inteligentes estos constan de una solo línea para instrumentación y control, adicionalmente poseen sensores integrados y un número infinito de posiciones en el estrangulador y son de elevado costo.

Los pozos electro – hidráulicos inteligentes constan de una línea eléctrica y dos líneas hidráulicas, de igual forma poseen sensores integrados e infinito número de posiciones en el estrangulador y son de elevado costo.

En relación a los pozos hidráulicos, constan de un sistema sencillo y de alta confiabilidad, confiere múltiples líneas de instrumentación dependiendo del número de dispositivos, su costo es menor aunque su flexibilidad y su instrumentación es independiente siendo está electrónica o de fibra óptica.

Entre las principales aplicaciones de los pozos hidráulicos inteligentes están:
- Evitar el flujo cruzado en producción conjunta de múltiples zonas.
- Eliminación o reducción de producción de agua.
- Prevención de daños a la formación.
- Contabilización de producción de zonas independientes.
- Uso de una zona de gas existente para asistir el levantamiento de crudo de una zona inferior.
- Inyección de agua de una zona a otra.
- Inyección óptima de agua y/o gas.
- Reducción de intervenciones, monitoreo de yacimientos y pruebas de pozos.

A continuación se presenta un corte transversal de un diagrama de pozo multilateral inteligente:

Fig 1. Multilateral inteligente

El multilateral inteligente incluye una tubería de revestimiento corta de 7 pulgadas colocada en forma horizontal, una sección horizontal de agujero descubierto y una tubería de revestimiento corta de 4 ½ pulgadas.

Fuentes:
- Corporación Tecnología Global 21. (Junio 2009) Completaciones inteligentes de pozos. Revista Petroleum. Revista Petrolera de América Latina.
- Terminaciones inteligentes: Manejo automatizado de pozos. Primavera 2008. Publicado por Schlumberger. http://www.slb.com/media/services/resources/oilfieldreview/spanish08/spr08/terminaciones_inteligentes.pdf

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Impacto Ambiental de la Perforación Costa Afuera

2009-06-23T10:01:00.004-04:30

La exploración consiste en estudios geofísicos de áreas muy extensas, realizados desde aviones y/o barcos, muestras del fondo tomadas empleando varios métodos, estudios sísmicos con explosivos o diferentes aparatos de concusión, y perforaciones de prueba para obtener datos geológicos. Después se perforan las formaciones seleccionadas desde los barcos de perforación o las plataformas temporales, se perforan pozos adicionales para delinear los descubrimientos de petróleo o gas, y se realizan pruebas de producción muy amplias para determinar los parámetros de los recursos. Los pozos iniciales se tapan hasta que entren en producción. El complejo de producción puede incluir una o más plataformas de producción, con pozos de producción e inyección, procesamiento primario y tanques de almacenamiento, plataformas de perforación, unidades sumergibles y oleoductos para recolectar el petróleo y transportarlo hasta la costa.

Las plataformas de producción y perforación son instalaciones independientes con helipuertos, vivienda para los trabajadores, fuentes de energía, tanques de almacenamiento, entre otros. El proceso de producción requiere un sistema amplio de apoyo, basado en tierra, incluyendo la vivienda de los trabajadores, suministros, eliminación de desechos y refinación. Las plataformas y barcos de perforación reciben sus suministros por transporte marítimo y aéreo. A menudo, la producción inicial se transporta a la costa en tanqueros o barcazas. Para los yacimientos pequeños este sistema puede continuar, si no es económico utilizar un oleoducto.

Los problemas incluyen los desechos sanitarios y domésticos tratados, lodos y ripio de perforación tratados, aguas producidas, y fuentes puntuales y no puntuales en tierra. Costa afuera, las emisiones atmosféricas son producidas por los generadores y bombas diesel, los reventones con fuego o liberación de gas sulfuroso y las emisiones que ocurren durante la transferencia.

En tierra, las emisiones atmosféricas son producidas por la operación de las refinerías de petróleo, las plantas de procesamiento de gas y la descarga de los buques. El ruido, algo normal en la operación de un complejo industrial grande, es continuo en las instalaciones tanto costa afuera, como en tierra.Los eventos catastróficos no rutinarios que pueden ocurrir incluyen los siguientes:

Los reventones con fuego o liberación de gas sulfuroso (sulfuro de hidrógeno).
El colapso de la plataforma.
La rotura del oleoducto.
El choque del tanquero.

Contaminación en el agua

A continuación se presentan algunos de los problemas que causan daño o contaminación al agua producida por la perforación costa afuera:

El trastorno del fondo como resultado del sacado de las muestras, ubicación de las plataformas y excavación para los oleoductos, aumenta la dispersión de las partículas en la columna de agua.
En las áreas costaneras, los sedimentos levantados pueden contener metales pesados y otros contaminantes.
Usualmente, son más saladas las aguas producidas que el agua del mar, y tienen poco o nada de oxígeno disuelto además pueden contener metales pesados, azufre elemental, sulfuros y compuestos orgánicos, incluyendo hidrocarburos.
Los lodos de perforación y los aditivos que se descargan están contaminados con las aguas de la formación e introducen hidrocarburos, metales pesados y otros contaminantes a la columna de agua.
Las descargas de desechos sanitarios serán muy variadas, pero, usualmente, son menos diluidos que los desechos municipales.
Las actividades rutinarias de producción causan la contaminación de hidrocarburos, crónica y de bajo nivel, de las aguas alrededor de las plataformas.
Los eventos no rutinarios como los derrames durante la transferencia o en los puntos de carga, fallas del oleoducto, derrames de los tanqueros, o reventazones de los pozos, pueden causar severa contaminación de la columna de agua, local o difundida.

Contaminación en el aire

En los sitios de perforación y producción, las emisiones rutinarias incluyen los gases de combustión de los generadores y bombas, la evaporación de petróleo en los puntos de transferencia y carga, la quema del gas de desecho en el mechero y los derrames pequeños de petróleo. Las emisiones mayores no rutinarias pueden ser causadas por los eventos catastróficos como:

Los reventones de los pozos con fuego o liberación de sulfuro de hidrógeno.
La ruptura de un tanque de almacenamiento de gas o de una línea de transferencia.
La evaporación de los grandes derrames de petróleo.

Las emisiones que se relacionan con el transporte incluyen la evaporación del producto de las barcazas o buques y la combustión de combustible, la evaporación de derrames de petróleo por la ruptura de un oleoducto o choque de un buque.

En la refinería y/o planta de procesamiento de gas, las emisiones son el resultado de la combustión, evaporación y desfogue que ocurre durante las operaciones rutinarias, y los eventos catastróficos como los derrames mayores causados por la ruptura de un tanque de almacenamiento o un incendio.

Contaminación de la Tierra

El entierro o contaminación del fondo ocurre como resultado de la descarga de los lodos y ripios de perforación, y los desechos sólidos. Un derrame de petróleo importante puede contaminar el mar y las áreas costaneras con residuos pesados de petróleo. Los trastornos en tierra serán el resultado de la basura y el petróleo derramado que llegan a la costa a flote, el desbroce de los sitios requeridos para el oleoducto y las instalaciones de apoyo, y los efectos secundarios del incremento de la población.

Las alteraciones del fondo del mar pueden ser causadas por:

La toma de muestras del fondo.
Arrastre de las anclas.
Ubicación del buque de perforación o la plataforma.
Instalación del equipo de producción.
Excavación para el oleoducto durante el desarrollo.

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Nueva Tecnología. Coiled Tubing

2009-06-23T09:36:00.006-04:30

El Coiled Tubing usualmente se define como una cadena continua de tubería de diámetro pequeño, que conecta una serie de equipos en superficie y asocia trabajos de perforación, reparación, completación y reacondicionamiento de hoyo, pudiéndose usar tanto en ambientes terrestres como marinos. Esta tubería generalmente es construida de una aleación especial de carbón – acero, lo que permite se le maneje como a las tuberías PVC (Cloruro de Polivinilo) que poseen características de flexibilidad, antioxidación, resistencia al fuego en algunos casos, entre otras.

Las características físicas del Coiled Tubing (CT) son las mismas a las de tubería convencional de diámetro similar, con la ventaja de que no es necesario estibarla tramo por tramo para bajarla o retirarla del pozo, ya que se le desenrolla o enrolla en un carrete accionado mecánicamente como si fuera una manguera, permitiendo así un mejor y más rápido almacenamiento y transporte (Ver Figura 1). Por ser una tubería rígida flexible puede ser introducida en el pozo con mucha más facilidad desde la superficie, esta característica la hace atractiva para ser utilizada en los pozos muy desviados y horizontales.

La tubería CT puede tener una longitud de 9.450 m (31000 pies) o superior, según el tamaño del carrete o el diámetro del tubo, que oscila entre 1 y 4 ½ pulgadas. Una unidad motriz hidráulica, es controlada desde la consola instalada en una cabina de control central en superficie, la cual acciona el cabezal del inyector en el fondo para desplegar y recuperar la tubería CT. El gran carrete de almacenamiento también aplica peso sobre la tubería (Ver Figura 1).

Figura1. Unidad de Transporte para el Carrete de Almacenamiento, usado para enrollar y desenrrollar la tuberia Coiled Tubing. Tomado: www.altacoil.com

La tecnología del Coiled Tubing tiene sus inicios en los años 60´ en el área de perforación, incrementándose su aplicación a través del tiempo, llegando en la actualidad a contar, según la Intervention and Coiled Tubing Association (ICOTA) en el año 2004, con más de mil unidades en todo el mundo, de las cuales la mitad se encuentra en Norteamérica.

Inicialmente estas unidades han sido empleadas en nuestro país, así como en Alaska, Omán, Canadá y Mar del Norte. La Transnacional Halliburton Energy Services, así como la Baker Hugues y otras empresas de servicios operativas en Venezuela, han ejecutado proyectos de construcción de oleoductos utilizando este material. A medida que avanza la tecnología, la perforación de pozos usando Coiled Tubing va en aumento. En costa afuera, por su alto grado de flexibilidad, este equipo puede ser acoplado con relativa facilidad a las plataformas de perforación.

La Unidad de Coilied Tubing posee cuatro componentes básicos, que sin alguno de ellos no se podrían llevar a cabo las operaciones relacionadas con perforación, cementación, reparación, reacondicionamiento de pozos, así pues son necesarios:

Carrete de Almacenamiento: Sirve para guardar y transportar íntegramente la tubería CT. (Ver Figura 1).
Cabezal Inyector: Proporciona el esfuerzo de tracción para recuperar la tubería.
Cabina de Control: Cabina en superficie desde donde se operan los equipos y se monitorea la operación que se esté llevando a cabo.
Unidad de Potencia: Se encarga de generar la potencia necesaria para la operación de los otros componentes. (Ver Figura 2)

Figura 2. Diagrama que muestra diferentes componentes de la tubería CT, tales como la unidad motriz hidráulica, la turbina y la caja direccional. Tomado: www.altacoil.com

Las dimensiones y la capacidad de la Unidad de Coiled Tubing determinará el tamaño y longitud de la tubería CT que se usará.

La aceptación de las operaciones con CT esta fuertemente relacionada con la disminución de tiempo y costo, ya que al no tener que conectar la tubería una a una, aumenta la velocidad de colocar la tubería en el pozo para desarrollar las diferentes operaciones, entre las cuales se pueden señalar: Limpieza de pozos, abandono de pozos, pesca, completación, cementación, entre otros.

A continuación se presentan algunas ventajas de forma más detallada:

Ventajas del Coiled Tubing

Operativas:
o Trabajos sin necesidad de ahogo del pozo.
o Versatibilidad para una amplia gama de trabajos.
o Permanente desarrollo de nuevas tecnologías.
o Posibilidad de realización de soluciones globales.
Económicas:
o Rapidez operativa y de movilización.
o Bajo costo de locación.
Medio Ambiente y Seguridad:
o Disminución del impacto audio-visual.
o Bajo impacto sobre el terreno.
o Posibilidad de comando a distancia, proporcionando Seguridad al personal.
o Disminución en la cantidad de desechos.

Otros Beneficios:

Disminuye considerablemente la pérdida de circulación y los problemas ocasionados por aprisionamiento con agotamiento de los reservorios cuya producción está en un proceso de disminución.
Los costos de perforación disminuyen a mayores caudales de penetración, prolonga la vida de la mecha, reduce los problemas relacionados con la perforación y los costos de los lodos de perforación cuando se lo compara con la perforación convencional.
Se reduce o elimina la necesidad de deposición de los fluidos de perforación.
La utilización del C.T. ha permitido desarrollar nuevas técnicas basadas en el uso de motores de fondo y cortadores mecánicos.
El perfilaje de pozos direccionales u horizontales asistidos con C.T. han dado muy buenos resultados, especialmente en tramos horizontales extendidos o con severidades de curvatura importantes. La resistencia del C.T. permite un movimiento uniforme de la herramienta.
Se usa en perforación costa afuera disminuyendo tiempo y costo, así mismo en la producción aun bajo condiciones ambientales severas. (Ver Figura 3)

Figura 3. Se puede observar la unidad de Coiled Tubing instalada costa afuera.

Fuente: www.slb.com

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DESPLAZAMIENTO DE FLUIDOS INMISCIBLES

2009-06-22T20:34:00.004-04:30

La miscibilidad para reservorios de petróleo se define como la condición física entre dos o más fluidos que les permitirá mezclarse en todas las proporciones sin la existencia de una interface. Por otro lado, si una cantidad de fluido se adiciona a otro, y si se forma dos fases fluidas, los fluidos son considerados inmiscibles y existe una tensión interfacial entre las fases.

El petróleo pesado no tiene habilidad para salir por si mismo de los poros de la roca del yacimiento en los cuales se encuentra, más bien sale por el empuje que puede generar la acumulación de un fluido inmiscible, como lo es el agua o el gas. A este proceso se le conoce como desplazamiento de fluidos inmiscibles. Generalmente los fluidos desplazantes son el gas y el agua, y el desplazado es el petróleo.

En un reservorio por empuje de agua, existe un desplazamiento gradual del petróleo por el avance del agua del acuífero que es inmiscible con el petróleo. La producción de fluidos del reservorio origina un gradiente de presión a través del contacto agua/petróleo que causa que el acuífero invada el reservorio de petróleo.

Una situación similar ocurre en un reservorio con capa de gas. A medida que se produce hidrocarburos, la presión del reservorio se reduce lo cual resulta en una expansión del volumen de la capa de gas. El resultado es el desplazamiento del petróleo por el gas inmiscible. Otros desplazamientos inmiscibles ocurren en operaciones de recuperación mejorada tal como inyección de agua o gas.

Demás esta decir que, para que exista desplazamiento es necesario que el fluido desplazante disponga de mas energía que el desplazante.

TIPOS DE DESPLAZAMIENTO

En un medio poroso el desplazamiento de dos fluidos inmiscibles puede ser dos tipos:

1. Pistón sin fugas: ocurre cuando el petróleo remanente en la zona invadida no tiene movilidad.

2. Pistón con fugas: en este caso el petróleo remanente tiene movilidad y ocurre flujo de dos fases ene la zona invadida donde la saturación de petróleo es mayor que la residual.

La figura anterior presenta los tipos de desplazamiento, en ellos se distinguen dos fases: la fase inicial o antes de la ruptura, que es donde el fluido producido no contiene fluido desplazante; y la fase subordinada o después de la ruptura, que es donde existe producción de ambas fases (desplazada y desplazante).

MECANISMOS DE DESPLAZAMIENTO

El desplazamiento de un fluido por otro es un proceso de flujo continuo, ya que las saturaciones de los fluidos cambian en el transcurso del tiempo. Esto causa modificaciones en las permeabilidades relativas, en las presiones y en las viscosidades de las fases.

Cuando se tiene un yacimiento homogéneo el desplazamiento por inyección de agua se divide en las etapas que se muestran en el gráfico:

1. Condiciones iniciales

Se supone un yacimiento con presión actual menor a la de burbujeo, donde existe una fase de gas presente, la cual también se supone uniforme a través del yacimiento.

2. La invasión a un determinado tiempo

La presión del yacimiento aumenta mientras ocurre la inyección de agua, dicha presión es mayor alrededor de los pozos inyectores y declina hacia los productores. A medida que ocurre la invasión parte del petróleo se desplaza hacia adelante para formar un banco de petróleo. El banco de agua se forma detrás del de petróleo, junto con el petróleo residual.

3. Llene

Todo el gas que no está atrapado se desplaza de la porción inundada del yacimiento antes de que se produzca el petróleo, esto es conocido como llene, y es necesario que la acumulación de agua inyectada sea igual al volumen del espacio desocupado por el gas móvil en el yacimiento para que se pueda lograr el llene.

4. Ruptura

Una vez que se comienza una producción significativa de agua es signo de que se ha producido la ruptura del frente de agua en el pozo.

5. Posterior a la ruptura

Durante esta etapa aumenta la producción de agua a expensas de la de petróleo. En esta fase final de inyección, aumenta el área barrida, lo cual provee suficiente producción de petróleo para que se justifique la continuación de la inyección. El proceso finalizará cuando no sea económico. Al llegar la etapa de agotamiento de la inyección de agua, la porción inundada del yacimiento contendrá sólo petróleo residual y agua.

Bibliografía
- París, M.: Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos, Ediciones Astro Data S.A., Maracaibo, Venezuela, 2001.
- http://quipu.uni.edu.pe/OtrosWWW/webproof/acade/fipp/lucioc/Inmiscible102.html
- http://modelaje-de-pozos.blogspot.com/2008/01/anlisis-de-simulacin-para-interaccin.html

GAS NATURAL: COMPORTAMIENTO Y MANEJO

2009-06-22T18:33:00.006-04:30

El gas natural es una fuente de energía no renovable formada por una mezcla de gases hidrocarburos, puede ser: no-asociado (cuando se encuentra sólo), disuelto o asociado con petróleo (cuando acompaña al petróleo). La composición varía en función del yacimiento del que se extrae, sin embargo, compuesto principalmente por metano en cantidades que comúnmente pueden superar el 90 ó 95%.

El comportamiento y el manejo del gas natural, tanto en el yacimiento como en los pozos, influyen en la eficiencia de la producción y en el aprovechamiento óptimo de las posibilidades de la mayor extracción de líquidos del gas natural.

Cuando el gas se mantiene en la misma fase tanto en el yacimiento como en superficie es del tipo seco, pero cuando en superficie entra en la región bifásica (líquido + vapor) es del tipo húmedo. También existe la clasificación magro y rico, estos términos son usados en superficie para denotar el contenido de líquidos de un gas (Relación de volumen de líquidos de posible extracción de un determinado volumen de gas producido), esto es: el contenido de líquidos de un gas es magro si acusa entre 6 y 24 metros cúbicos de líquidos por millón de metros cúbicos de gas, rico si contiene de 25 a 80 metros cúbicos y muy rico cuando rinde más de 80 metros cúbicos.

Del comportamiento del gas en superficie se puede decir que, los líquidos como pentanos, hexanos y heptanos, que puede contener el gas son extraídos por medio de instalaciones de separación, absorción, refrigeración y plantas diseñadas específicamente para tales fines. Asimismo, componentes del gas, como el metano, el etano, el propano y los butanos pueden ser licuados mediante tratamientos apropiados. La gasolina natural o cruda y el condensado se aprovechan también para mejorar mezclas y obtener mayor rendimiento de productos.

EL GAS EN EL YACIMIENTO

Inicialmente el gas se encuentra en el yacimiento a cierta temperatura y presión (T0 y P0). La importancia de la temperatura y presión del gas en el yacimiento radica en que los líquidos que se condensen en el yacimiento humedecerán o mojarán la roca y ese volumen será difícil de extraerse, ocasionando así una pérdida económica.

La presión inicial actúa como un agente propulsor del flujo de gas del yacimiento al pozo y del fondo de éste hasta la superficie, donde será trasladado a las instalaciones conexas de tratamiento y manejo.

Comportamiento de la presión servirá para determinar su declinación y acercamiento a la presión de rocío, que es donde se empieza a manifestar la condensación de los líquidos en el yacimiento.

Asimismo, los pronósticos de la declinación de la presión en relación al volumen acumulado de gas producido servirán para determinar la presión que no puede auspiciar cierto volumen de flujo durante la vida productiva del yacimiento.

EL FLUJO DEL GAS: DEL FONDO DEL POZO A LA SUPERFICIE

El flujo del gas del yacimiento al fondo del pozo y de allí hasta el cabezal y luego a través de las instalaciones en la superficie, el comportamiento del flujo de gas y sus componentes se rige por las relaciones PVT, mientras éstas se mantengan no habrá condensación de líquidos en la superficie y se garantizará la mayor extracción posible de líquidos por medio de:

• Etapas de separación y control de amplios rangos de temperatura.

• Estabilización de los líquidos por procesos adecuados.

• Obtención de líquidos en separadores de alta presión, y

• Estabilidad de los líquidos en las instalaciones de almacenamiento.

Cuando el gas contiene agua, arena y/o sedimentos desprendidos en la formación durante el flujo tiene que ser desprovisto de éstos para lograr el gas seco que va a los mercados, donde se utiliza como combustible en las industrias y hogares. Para lograr la limpieza del gas, éste se pasa por instalaciones de depuración específica.

El metano, etano, propano o butano mezclan con el agua en ciertas proporciones, bajo la acción de la presión y la temperatura, para formar sólidos que trastornan la eficiencia de las operaciones de tratamiento y transporte.

Cuando el gas contiene sulfuro de hidrógeno, dióxido de carbono, nitrógeno, helio, mercaptanos u otros compuestos, es necesario someterlo a tratamientos de extracción para depurarlo adecuadamente. Estos tratamientos o procesos requieren equipos o plantas adicionales, de diseño y funcionamiento específico, además de substancias que se añaden al gas para lograr la depuración deseada.

Bibliografía
- http://es.wikipedia.org/wiki/Gas_natural">http://es.wikipedia.org/wiki/Gas_natural
- Bookaman, V. y De Abreu, C.: “El Pozo Ilustrado”, Fondo Editorial del Centro Internacional de Educación y Desarrollo (FONCIED), Primera edición en CD-ROM, Caracas, 1998.
- Imagen 2:
http://www.elrevolucionario.org/IMG/cache-500x337/bielorrusia-500x337.jpg">http://www.elrevolucionario.org/IMG/cache-500x337/bielorrusia-500x337.jpg
- Imagen 1:
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EJERCICIO: YACIMIENTO DE GAS (aplicación de la EBM)

2009-06-22T16:47:00.010-04:30

Se sabe de la existencia de un yacimiento de gas seco YAC – 09, éste tiene asociado un acuífero de fondo activo. El yacimiento YAC – 09 posee unas propiedades que lo convierten en un perfecto almacén y productor de gas, dichas propiedades se aprecian a continuación:

Datos del yacimiento:

Comportamiento de la producción:

Datos PVT:

Se necesita obtener la contribución fraccional de los mecanismos de empuje para el yacimiento YAC - 09.

PROCEDIMIENTO:

1. Usando la siguiente ecuación se obtendrá el valor los fluidos que se producen en el yacimiento (F):

2. Se deben hallar los diferenciales de presión para cada paso (∆P), estos se obtendrán haciendo Presión inicial menos la lista.

3. Ahora, es necesario aplicar las siguientes ecuaciones para hallar la expansión del gas (Eg) y la expansión de la roca y los fluidos (Efw), además se sabe que Ew = We.

A partir de lo anterior se obtiene los siguientes valores para cada paso de presión:

4. usando la tabla anterior se obtendrá para cada paso de presión el valor numérico de F / Et y We / Et, claro está que Et = Eg + Efw. Posteriormente se procederá a graficar F/Et vs We/Et para obtener el valor del GOES (G), este es el método del acuífero.

A partir de la tabla anterior se obtiene la siguiente gráfica, donde la pendiente es igual a uno y el corte con el eje “Y “representa el valor del GOES:

De allí se tiene que G= 101000 MMPCN.

5. Una vez obtenido el valor de G éste se multiplicará por Eg y Efw, luego se dividirá Eg, Efw y Ew entre F para así obtener sus respectivos índices de producción, este razonamiento sale de la siguiente ecuación:

De lo anterior se tiene la tabla para los valores numéricos de los índices de producción:

Si se observa detalladamente la tabla anterior, en cada paso de presión se hace notar que la mayor contribución fraccional la hace Ig, en consecuencia se puede llegara la conclusión de que la expansión del gas es el mecanismo que aporta mayor energía al yacimiento YAC – 09 para transportar el hidrocarburo (gas) desde el yacimiento hasta los pozos productores.

Bibliografía:
Preparaduría de Ingeniería de yacimientos 2, UCV - Facultad de Ingeniería - Escuela de Petróleo,2009.

DESPLAZAMIENTOS MISCIBLES

2009-06-22T00:55:00.003-04:30

El desplazamiento miscible es un mecanismo de recuperación terciaria del tipo no convencional no térmico, éste consiste en inyectar un agente desplazante completamente miscible con el petróleo existente, el resultado es ausencia de la interfase, el número capilar se hace infinito y desplazamiento al 100% del petróleo en los poros si la razón de movilidad es favorable.

En la siguiente imagen se puede apreciar la clasificación del mecanismo de desplazamientos miscibles, posteriormente se dará una breve explicación de la misma.

CLASIFICACIÓN

1. Proceso de tapones miscibles

Se basa en la inyección de algún solvente líquido que es miscible después del primer contacto con el crudo presente en el yacimiento.

El agua se inyecta con el gas en pequeños tapones en forma alternada, esto mejora la movilidad en la interfase del tapón de gas. El tapón será líquido si la temperatura del yacimiento se encuentra por debajo de la temperatura crítica (207°F). Por otro lado es necesario que la profundidad del yacimiento esté por encima de los 1600 pies para que no ocurran fracturas en la formación.

Este proceso es ventajoso debido a que todo el petróleo contactado se desplaza, se requieren bajas presiones para alcanzar la miscibilidad, es aplicable a un amplio rango de yacimientos y puede usarse como método tanto secundario como terciario.

Sin embargo, este proceso no es recomendable debido a que registra una eficiencia pobre y es mejor si se aplica en formaciones muy inclinadas, el tamaño del tapón es difícil de mantener por la (dispersión) y el material del tapón es muy costoso.

2. Proceso con gas enriquecido

Se usa un tapón de metano enriquecido con etano, propano y butano, empujado por un gas pobre y agua. Mientras el gas inyectado se mueve en la formación los componentes enriquecidos son extraídos del gas inyectado y absorbido por el petróleo. Se espera que si el gas inyectado es rico y suficiente, la banda de petróleo enriquecido se vuelve miscible con éste, desplazándose así el petróleo de la delantera.

El aspecto positivo de este proceso es que se desplaza todo el petróleo residual del contacto, si se pierde la miscibilidad en el yacimiento puede lograrse nuevamente, es un proceso económico, se desarrolla la miscibilidad a una presión menor que en e empuje con gas pobre y si se usan tapones de gran tamaño se reducen los problemas de diseño.

El aspecto negativo de este proceso es que tiene una pobre eficiencia, si las formaciones son gruesas ocurre segregación por gravedad y la presencia de canalizaciones lleva a la desaparición del tapón.

3. Empuje con gas vaporizante o de alta presión

Es un proceso de múltiples contactos que requiere inyección continua a alta presión de un gas pobre como el metano o el etano y se necesitan múltiples contactos entre el petróleo, el yacimiento y el gas inyectado antes de que se forme la zona miscible.

Cabe destacar que la miscibilidad no se alcanza en el pozo sino en un punto mas alejado del punto de inyección, desde unos pocos pies hasta 100 pies antes de que el gas pobre haya vaporizado suficientes cantidades de C2 al C6 para ser miscible.

Es un proceso ventajoso ya que alcanza una eficiencia de desplazamiento cercana al 100%, si se pierde la miscibilidad en el yacimiento puede lograrse nuevamente, es más económico que el proceso de l tapón de propano o gas enriquecido, no existen problemas con el tamaño del tapón debido a que ocurre inyección continua y el gas puede ser reciclado y reinyectado.

Las desventajas son: requiere altas presiones de reinyección, tiene aplicación limitada debido a que el petróleo del yacimiento debe ser rico en fracciones del C2 al C6, la eficiencia areal y la segregación son pobres(por la gravedad) y es costoso.

4. Inyección alternada de agua y gas

Es en realidad una variable de los tapones miscibles. Su función es controlar la inestabilidad del frente de desplazamiento Consiste en inyectar tapones de agua y gas alternadamente, éstos se mueven secuencialmente recorriendo la misma ruta en el yacimiento hacia los pozos productores en cierta relación agua – gas.

5. Inyección usando solventes

Su objetivo es mejorar la extracción, disolución, vaporización, solubilización, condensación, pero primordialmente es la extracción, ésta puede lograrse con fluidos solventes como los siguientes: alcoholes orgánicos, cetonas, hidrocarburos refinados, gas condesado del petróleo, gas natural, gas natural licuado, CO2, aire, nitrógeno, gases de combustión, entre otros.

6. Inyección de alcohol

Es un método costoso, sin embargo puede ser aplicado comercialmente. Es de uso limitado ya que inicialmente es miscible con el petróleo y el agua connata, por lo tanto el contenido de alcohol de la zona de mezcla se diluye por debajo del nivel necesario para aumentar la miscibilidad.

7. Invasión con dióxido de carbono (CO2)

Para el recobro del petróleo se prefiere el dióxido de carbono líquido, pero debido a su baja temperatura crítica (88°F) generalmente se encuentra en estado gaseoso. El proceso es similar al empuje por gas vaporizante, pero en este caso se extraen fracciones desde el etano hasta C30.

Este método debe ser usado e yacimientos con crudos desde moderadamente ligeros a livianos (gravedad API > 25°), lo suficientemente profundos como para estar por encima de la presión mínima de miscibilidad.

8. Inyección de nitrógeno

Para poder aplicar este método se deben cumplir ciertas condiciones, por un lado, el crudo del yacimiento debe: ser rico en fracciones comprendidas entre el etano y el hexano o hidrocarburos livianos, que se caracterizan por tener una gravedad API > 35°, tiene un factor volumétrico alto o la capacidad de absorber el gas inyectado en condiciones de yacimiento y está saturado de metano. Por el otro, el yacimiento debe estar a una profundidad igual o mayor a los 5000 pies, con la finalidad de mantener las altas presiones de inyección (mayores o iguales a 5000 lpc) necesarias para alcanzar la miscibilidad del crudo con el nitrógeno sin fracturar la formación.

Con la inyección de N2 se logra desplazar el frente miscible a lo largo del yacimiento, moviendo así un banco de crudo hacia los pozos productores. Dicho frente miscible se forma por la vaporización de componentes livianos en el crudo.

Bibliografía
- París, M.: Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos, Ediciones Astro Data S.A., Maracaibo, Venezuela, 2001.