Yacimientos de Petróleo

Fluido tapón

2010-05-16T19:49:00.002-04:30

Fluido tapón: ocurre cuando se excede el esfuerzo de cedencia . La velocidad es la misma a través del diámetro de la tubería o del espacio anular, exepto parea la capa de fluido que está contra la pared de contacto.

Reopécticos

2010-05-16T19:48:00.001-04:30

Reopécticos: son aquello que desarrollan una estructura en función del tiempo, a cierta tasa de corte(la viscosidad aparente aumenta con el tiempo)

Tixotrópico

2010-05-16T19:45:00.002-04:30

Tixotrópico: viscosidad aparente decreciente con el tiempo,después que la tasa dee corte es incrementada a una constante.

Dilatantes

2010-05-16T19:42:00.002-04:30

Dilatantes: exhiben un comportamiento reológico opuesto al de los materiales Pseudoplàsticos , la viscosidad de incrementa a medida que se incrementa la razón de corte (lodo de perforación. lechada de cemento)

Pseudoplàsticos

2010-05-16T19:38:00.002-04:30

Pseudoplàsticos: Como la mayor parte de los fluidos no newtoniano. La curva de fluido en un intervalo de razón de corte puede aproximarse a una linea recta en la escala logarítmica. Se conoce como no Newtoniano tipo ley de potencia pintura, mantequilla.

plásticos

2010-05-16T19:33:00.002-04:30

plásticos :Los fluidos no newtonianos más simples, su relación lineal entre el esfuerzo cortante y la rezón de corte no parten del origen y se requiere un esfuerzo cortante finito para que haya flujo.(tipo plástico de Bingham grasa. arcilla)

Lubricantes

2010-05-04T16:37:00.001-04:30

Lubricantes: son materiales que se utilizan con el objetivo de reducir el arrastre y torque en las operaciones de perforación, disminuir la friccion entre la sarta y la pared el hoyo. Entre ellos: aceites minerales, alcoholes, asfalto, polímeros, etc.

Controladores de Reologia

2010-05-04T16:36:00.001-04:30

Controladores de Reologia: la reologia se logra controlar mediante la concentración del viscisificantes primarios que se utiliza en el sistema. Sin embargo, cuando no se puede lograr un control efectivo de la reologia mediante el uso de estos productos, se deben utilizar materiales adelgazantes, dispersantes o defloculantes, con el objetivo de reducir las fuerzas de atracción, incrementar la dispersión, y por lo tanto reducir la resistencia al flujo. Los materiales más frecuentes utilizados son: taninos, silicatos y fosfatos,lignitos, lignosulfonatos, etc.

Controladores de filtrado

2010-05-04T16:35:00.000-04:30

Controladores de filtrado: son agentes que disminuyen la cantidad de agua que pasa hacia la formación permeable cuando el lodo es sometido a una presión diferencial. Entre ellos tenemos: polímeros manufacturados, almidones, adelgazantes orgánicos, etc.

Viscosificante

2010-05-04T16:07:00.000-04:30

Viscosificante: Son productos que se agregan a los fluidos para mejorar la habilidad de los mismos para remover los cortes del hoyo y suspender el material densificante durante las maniobras .Los materiales más utilizados son las arcillas y los polímeros. Entre ellos tenemos: bentonita, atapulgita,goma xantha, etc.

Esfuerzos internos o presión de estallido

2010-05-01T21:11:00.002-04:30

Esfuerzos internos o presión de estallido: Es la máxima presión interna que el revestidor puede resistir. Estas presiones internas actúan del centro de la tubería hacia las paredes de la misma.Estas son cargas que resultan de la presión del pozo, presión hidrostática interna, presiones de cementación, cambios de la densidad del hoyo.

Su efecto es mayor en superficie ya que este punto la presión hidrostática es nula.Para que el estallido de produzca, la presión de estallido debe ser mayor que la presión hidrostática más la resistencia al estallido en la tubería.

La situación de carga más fuerte es cuando ocurre una arremetida y el pozo se cierra con el hoyo lleno de gas.

Esfuerzos externos o presión de colapso

2010-05-01T21:04:00.003-04:30

Esfuerzos externos o presión de colapso: Es la máxima presión externa que el revestidor puede resistir. Estas presiones externas pueden ser: La presión de los fluidos de la formación, la presión hidrostática del fluido en el hoyo y presiones impuestas.Todas actúan sobre la tubería tratando de colapsarla.El mayor esfuerzo externo ocurre en el fondo del pozo con la parte interna vacía y la columna de lodo en la parte externa.

Espacios Sedimentarios Misceláneos

2010-05-01T20:47:00.002-04:30

Espacios Sedimentarios Misceláneos: Esto se debe a: (1) espacios vacíos

resultantes de la depositación de fragmentos detríticos de fósiles, (2) espacios vacíos

resultantes del empaquetamiento de oolitas, (3) espacios cavernosos de tamaño irregular y

variable formados durante el tiempo de depositación, y (4) espacios creados por

organismos vivos en el momento de la depositación.Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar, Ph.D.

Grado de cementación o consolidación

2010-05-01T20:46:00.002-04:30

Grado de cementación o consolidación: Cemento que une los granos y que se

forma posterior a la depositación ya sea por dilución de los mismos granos o por transporte.

Son cementos: carbonato de calcio, carbonato de magnesio, carbonato de hierro, limonita,

hematita, dolomita de sulfato de calcio, arcillas, y combinación de estos. Las areniscas

altamente cementadas presentan bajas porosidades. Lo contrario ocurre con rocas poco

consolidadas. La cementación toma lugar tanto en el tiempo de mitificación como en el

proceso de alteración de la rocas causada por agua circulante.Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar, Ph.D.

DECLINACIÓN HIPERBÓLICA

2010-05-01T20:40:00.003-04:30

DECLINACIÓN HIPERBÓLICA

Esta considera que la rata de declinación varía con el tiempo. Es buena para yacimientos

que producen por gas en solución. Esta técnica es muy consumidora de tiempo. La rata de

declinación varía así4:

(a/ai)/(q/qi)^n

n es un número comprendido entre cero y 1. Si n = 0 entonces a = ai y se tiene el caso de la

declinación exponencial.
Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar, Ph.D.

DECLINACIÓN ARMÓNICA

2010-05-01T20:39:00.001-04:30

DECLINACIÓN ARMÓNICA

Este tipo de declinación es común en yacimientos que producen predominantemente por segregación gravitacional. la declinación armónica es una variante de la declinación hiperbólica, esto es cuando n es igual a 1.Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar, Ph.D.

Costo intrínseco del fluido de inyección durante la selección de fluidos para la inyección

2010-04-30T13:01:00.000-04:30

Cuando los proyectos de inyección de gas se destinaban a la conservación y o almacenaje, no obstante inducir la extracción adicional de petróleo, el proceso no le asignaba valor al gas porque se utilizaba temporalmente para ser producido después. Sin embargo, al comenzar a escasear las fuentes de gas y también el agua, fue necesario asignar el valor intrínseco a estos elementos de inyección. A medida que progresó la selección y diversificación de otros fluidos de inyección, tales como polímeros, soluciones de surfactantes, vapor de agua y solventes, se hizo muy importante el costo de adquisición, empleo y manejo de cada elemento.

Costos de tratamiento del fluido de inyección durante la selección de fluidos para la inyección

2010-04-30T12:57:00.001-04:30

El tratamiento del fluido de inyección implica costos. Por ejemplo, el gas puede requerir extracción de líquidos, secado o endulzamiento. el agua generalmente requiere estracción de sólidos, reducción del contenido de sales que al preciparse dañarian la formación, o también purificación para evitar crecimiento de bacterias.

Compatibilidad entre el fluido inyectado y el equipo de producción durante la selección de fluidos para la inyección

2010-04-30T12:51:00.002-04:30

Esta es una consideración que puede ser importante en casos específicos. Al equipar los pozos productores hay que considerar que éstos deben manejar volúmenes adicionales de fluidos inyectados al irrumpir el frente en cada pozo. Dicho frente puede ser degas, agua, polimeros, emulsiones u otras sustancias que pueden tener influencia en el equipo de levantamiento artificial instalado en los pozos productores.

Costos y disponibilidad del equipo de inyección durante la selección de fluidos para la inyección

2010-04-30T12:46:00.002-04:30

Los costos y la disponibilidad del equipo requerido plantean consideraciones y circunstancias que merecen mucha atención. En primer término, tratándose de inyección de gas y o agua, la procedencia y el volumen de gas y o agua requeridos deben quedar satisfactoriamente determinados.
El manejo del gas es costoso, habida cuenta de que hay que recolectarlo, acondicionarlo, comprimirlo e inyectarlo. La compresión del gas puede ser un proceso muy costoso.
En el caso de inyección de agua, los costos pueden ser menores, pero en ciertos aspectos el tratamiento y el manejo de todo el ciclo de grandes volúmenes de agua requiere elevadas erogaciones.

Instalaciones de superficie durante la selección de fluidos para la inyección

2010-04-30T12:43:00.000-04:30

La inyección de fluidos conlleva manejar grandes volúmenes de producción, una vez que en los pozos productores irrumpe el caudal de fluidos inyectados. Por tanto, es muy importante planificar adecuadamente la capacidad volumétrica de las instalaciones de superficie. Por ejemplo, la inyección de agua requiere posteriormente el manejo de una alta producción de agua y la deshidratación de crudo. Ambas operaciónes demandan instalaciones de superficie con capacidad suficiente para que el proceso sea eficiente.

Caracteristicas de inyectividad de los fluidos durante la selección de fluidos para la inyección

2010-04-30T12:37:00.001-04:30

La relación fluido a inyectarse/roca recipiente deberá considerarse cuidadosamente respecto a la inyectividad en los pozos que reciben los fluidos. Es evidente que pueden surgir problemas de incompatibilidad y o precipitación de sólidos que promuevan reducción de permeabilidad y la consiguiente reducción de la tasa de inyección a las presiones de trabajo aplicadas. Son frecuentes los casos de hidratación de lutitas, formación de emulsiones y presencia de otras inconveniencias.

Eficiencia del desplazamiento durante la selección de fluidos para la inyección

2010-04-30T12:35:00.000-04:30

Este factor debe considerarce de acuerdo a los fluidos que se esten evaluando. En tal sentido se debe considerar la distribucion del tamaño de los poros, además de las caracteristicas de humectabilidad de la roca recipiente con respecto al fluido inyectado.

Eficiencia del barrido durante la selección de fluidos para la inyección

2010-04-30T12:33:00.001-04:30

Aunado a la selección del fluido de inyección, deben tomarse muy en cuenta las caracteristicas y variaciones especificas de las rocas del yacimiento ya que el mejor barrido posible depende de la relación de movilidad de los fluidos, de la segregación por gravedad, del buzamiento, del espaciamiento y de la disponibilidad de los pozos inyectores.

Disponibilidad durante la selección de fluidos para la inyección

2010-04-30T12:30:00.002-04:30

Es muy importante la disponibilidad y asequibilidad del fluido deseado para inyectar. Además de sus caracteristicas y propiedades, son importantes los volúmenes deseados, y los aspectos de costos, gastos e inversiones. Tratandose del gas, a veces escasea e igual puede suceder con el agua que se necesita.

Consideraciones finales acerca de la selección de fluidos para la inyección

2010-04-30T12:23:00.002-04:30

Es indiferente que un yacimiento se le inyecte gas, agua, gas-agua u otro fluido, siempre y cuando ello se haga utilizando los volumenes requeridos para lograr la tasa neta de vaciamiento deseada. Sin embargo, lo dicho es una verdad a medias porque para seleccionar finalmente el o los fluidos que van a ser inyectados y tambien una vez elegida la magnitud de la presión que se debe mantener, hay que tomar en consideración los siguientes factores:
Disponibilidad
Eficiencia del barrido
Eficiencia del desplazamiento
Caracteristicas de inyectividad de los fluidos
Instalaciones de superficie
Costos y disponibilidad del equipo de inyección
Compatibilidad entre el fluido inyectado y el equipo de producción
Costos de tratamiento del fluido de inyección
Costo intrínsico del fluido de inyección

Tiempo de Espesamient

2010-04-25T18:08:00.002-04:30

Tiempo de Espesamiento: Es el tiempo que se la da a una lechada para que permanezca lo suficientemente fluida para poder bombearse en el hoyo bajo condiciones de temperatura y presión.

Dispersantes

2010-04-25T18:05:00.003-04:30

Dispersantes:Se agregan al cemento para mejorar las propiedades de flujo, es decir, reduce la viscosidad de la lechada de cemento. Entre ellos tenemos: Polimeros Celulósicos

Antiespumantes

2010-04-25T18:02:00.001-04:30

Antiespumantes : Ayudan a reducir el entrampamiento del aire durante la preparación de la lechada.Ejemplo: Éteres de poliglicoles y Siliconas.

Controladores de Filtrado

2010-04-25T17:57:00.003-04:30

Controladores de Filtrado:Aditivos que controlan la pérdida de la fase a causas del sistema cementante frente a una formación permeable.Previenen la deshidratación prematura de la lechada de cemento. Ejemplo: Polímeros orgánicos reductores de fricción.

Densificantes

2010-04-25T17:54:00.001-04:30

Densificantes: Aditivos que aumentan la densidad del cemento por unidad de volumen del material fraguado, con el fin de aumentar la presión hidrostática.

Extendidores

2010-04-25T17:50:00.002-04:30

Extendidores: Se añaden para reducir la densidad del cemento o para reducir la cantidad de cemento por unidad de volumen del material fraguado, con el fin de reducir la presión hidrostática y aumentar el rendimiento. Entre los mas usados: Silicato de Sodio, Materiales Pozzolánicos, etc.

Retardadores

2010-04-25T17:46:00.003-04:30

Retardadores: Hacen que el tiempo de fraguado y de desarrollo de resistencia a la compresión sean mas lentos. Ejemplo:lignitos, Lignosulfato de Calcio, Ácido Hidroxicarboxílicos. etc..

Aceleradores

2010-04-25T17:42:00.002-04:30

Aceleradores: Se usan en pozos donde la profundidad y la temperatura son bajas. Para obtener tiempos de eapesamiento cortos y buena resistencia a la compresión en corto tiempo. Ejmplos: Cloruro de Calcio, Cloruro de Sodio etc.

Capilaridad

2010-04-23T15:54:00.002-04:30

Es una caracteristica de un sistema sólido-líquido manifestada por la tendencia del liquido en contacto con el sólido al levantarse o caer arriba o abajo del nivel del liquido circundante; este fenómeno se puede observar en un tubo de diametrointerno pequeño (tubo capilar).

Aceite blanco

2010-04-23T15:51:00.001-04:30

Aceite mineral altamente refinado, esencialmente sin color, olor ni gusto. Los aceites blancos tienen un alto grado de estabilidad quimica. Tienen muchas aplicaciones industriales (incluidas la manufactura textil, química y de plásticos), donde su buen olor, las propiedades no colorantes e inercia química son altamente deseadas.

Acanalar

2010-04-23T15:48:00.001-04:30

Fenómeno observado entre los lubricantes para engranajes y las grasas cuando se espesan debido al tiempo frio u otra causas, hasta tal punto q se forma un surco a través de el cual la pieza a ser lubricada se mueve sin tener contacto con el lubricante.

Factores que modifican la eficiencia de barrido volumétrica

2010-04-23T15:36:00.002-04:30

Entre los factores que modifican estan los siguientes:
1)Fuerzas de gravedad: la segregación por gravedad ocurren cuando las diferencias de densidad entre el fluido desplazante y desplazado son lo suficientemente grandes para inducir una componente vertical en el flujo del fluido, aun cuando la principal dirección de flujo sea un plano horizontal; por ello, cuando se inyecta un fluido mas denso que el petróleo como es el caso del agua, ésta tiende a moverse preferencialmente en la base de las formaciones.

2)Efecto de la tasa de flujo: la eficiencia de barrido volumétrico está influenciada por las fuerzas viscosas, capilares y gravitacionales. Las primeras resultan del gradiente de presión y por lo tanto, son proporcionales a la tasa de flujo. En una roca preferencialmente mojada por agua, las fuerzas capilares producen imbibición en los poros mas pequeños o estratos menos permeables dentro del yacimiento. En rocas preferencialmente mojadas con petróleo, las fuerzas capilares petróleo-agua tienden a repeler el agua inyectada de los poros mas pequeños llenos de petróleo. Las fuerzas gravitacionales que dependen de la diferencia de densidades entre el petróleo y el agua del yacimiento actúan para atraer el agua inyectada a la porción más baja del yacimiento.

Eficiencia de barrido volumétrico, Ev

2010-04-23T15:29:00.002-04:30

Se define como la fracción del volumen total de yacimiento ( o del arreglo) que es invadido o entra en contacto con el fluido desplazante, es decir, el cociente entre el volumen invadido y el volumen total del yacimiento. Esta eficiencia se calcula a partir de la cobertura con la cual ocurre la invasión vertical (debido fundamentalmente a la estratificación) y de la cobertura areal (debido básicamente al arreglo y espaciamiento de los pozos). Así se tiene entonces:

Ev=volumen invadido/volumen total invadible

Factores que modifican el barrido areal

2010-04-23T15:25:00.001-04:30

Entre los factores más importantes estan:
1)Geometría de los pozos de inyección y producción: se refiere a la configuracion areal existente entre los pozos productores y los inyectores.
2)Razón de movilidad: En general, la eficiencia areal disminuye cuando la razón de movilidad aumenta.
3)Volumen de fluidos inyectados: la eficiencia areal aumenta con el volumen de fluidos inyectados y, por lo tanto, con el tiempo. Así, se habla de eficiencia areal en el momento de la ruptura y de la eficiencia areal después de la ruptura, relacionándola con determinado volumen de fluidos inyectados.

Eficiencia de barrido areal, Ea

2010-04-23T15:19:00.002-04:30

La eficiencia del barrido areal, Ea, se define como la fración del area horizontal del yacimiento donde ha ocurrido el proceso de recuperación secundaria. Es decir:

Ea=área horizontal invadida/área horizontal total invadible

La eficiencia del barrido areal se relaciona con factores que se dan en la naturaleza, y por lo tanto, son incontrolables; entre ellos: las propiedades de las rocas (porosidad, permeabilidad, conductividad, otros) y las propiedades del sistema roca fluidos (ángulo de contacto, permeabilidades relativas, presiones capilares, otros), las cuales tienen una influencia directa sobre el volumen de roca invadida por el fluido inyectado, así como también sobre la dirección y velocidad del movimiento de los fluidos.

Factores que influyen en arreglo de pozos

2010-04-23T15:12:00.002-04:30

Los factores que más influyen en la selección del tipo de arreglo son:
1) La forma original en que ha sido producido el yacimiento.
2) La permeabilidad del yacimiento.
3) La viscosidad de los fluidos.
4) La razón de movilidad-
5) La razón pozos inyectores/ productores.
6) La estructura del yacimiento.
7) Las características geológicas del yacimiento.

Arreglos de pozos

2010-04-23T15:06:00.002-04:30

Muchos de los campos viejos que luego han sido sometidos a invasión para la recuperación secundaria, se desarrollaron inicialmente mediante un espaciado irregular de los pozos, pero una mejor compresión del comportamiento de los yacimientos ha traido como consecuencia el uso de arreglos y espaciados uniformes en los pozos perfotrados durante el desarrollo del yacimiento. Esto significa que en el momento de planificar el proceso de recuperación secundaria, el campo estará desarrollado sobre la base de un arreglo regular donde los pozos inyectores y productores forman figuras geométricas conocidas y muy variadas.

Propiedades de un sistema de mojabiliad intermedia

2010-04-23T14:54:00.002-04:30

1) No existen grandes fuerzas que tiendan a mantener el petróleo en los espacios porosos.

2) No existen grandes fuerzas que succionen el agiua hacia los espacios porosos.

3) Las fuerzas capilares no son dominantes.

4) El petróleo residual observado es en general menor que para sistemas mojados por agua o por petróleo; esto se explica porque existen un mejor balance entre las fuerzas capilares y las viscosas y, por tanto, el petróleo se produce facilmente.

Viscosidad del petróleo muerto.

2010-04-17T16:42:00.003-04:30

Este es un indicador que mide la resistencia interna del petróleo para fluir, la característica fundamental es que este mide la resistencia de crudos sin gas en solución. Este se mide a determinadas condiciones de presión y temperatura, expresándola en cps.

Factor volumétrico del agua

2010-04-17T16:42:00.001-04:30

Este es la relación que existe entre el volumen que ocupa el agua a condiciones determinadas de presión y temperatura con respecto al volumen que ocupa el agua más su gas en solución acondiciones normales. Este factor depende de la temperatura, la presión, y salinidad del agua. Se escribe comúnmente como Bw.

Factor de merma

2010-04-17T16:41:00.004-04:30

Este es la razón del volumen de petróleo a condiciones de superficie, generalmente en el tanque, y el volumen de hidrocarburos a condiciones de presión y temperatura de yacimiento. Se calcula este tipo de factor debido a que el petróleo cuando se encuentra a presiones superiores a la presión de burbujeo no libera gas pero tiende a expandirse y aumentar su volumen, pero cuando se encuentra en superficie, con una menor presión, este tiende a producir gas y a no incrementar su volumen.

Solubilidad del gas en el agua

2010-04-17T16:41:00.003-04:30

Esta es la relación que representa el volumen de gas que puede disolverse en el agua a determinadas condiciones de presión y temperatura. Generalmente es definida como Rsw y esta es igual al número de pies cúbicos normales de gas entre un barril normal de agua, es decir, Rsw (PCN/BN).

Informe anual de reservas.

2010-04-17T16:41:00.001-04:30

Es el documento de carácter oficial que deben emitir las empresas operadoras calificadas por el Ministerio de Energía y Petróleo, que incluye las estadísticas totales de las reservas probadas, probables y posibles de las áreas donde ellas operen. Este informe debe ser entregado al Ministerio de Energía y Petróleo, durante el mes siguiente después del cierre del ejercicio fiscal, generalmente es antes del 31 de enero de cada año.

Mapa de reservas.

2010-04-17T16:40:00.002-04:30

Este es un mapa de carácter oficial que se incluye en el informe anual de reservas, que esta conformado por un mapa isópaco-estructural que representa el tope de la arena petrolífera. Además, en este se debe señalar los límites de las zonas probadas y prospectivas y toda la información necesaria para una óptima interpretación del modelo geológico, donde se soporte el cálculo de las reservas de hidrocarburos.

Cálculo de reservas por simulación numérica

2010-04-17T16:40:00.001-04:30

Este consiste en la utilización de métodos matemáticos numéricos que establecen analogías del comportamiento real del medio poroso y movimiento de los fluidos en el yacimiento durante su producción. Mediante este tipo de análisis se realiza un determinado número de subdivisiones del yacimiento, con la finalidad de obtener así una mejor predicción de su comportamiento.

Reservas suplementarias.

2010-04-17T16:39:00.000-04:30

Se consideran así todos aquellos volúmenes de hidrocarburos que se estiman que se pudieran recuperar del yacimiento una vez incorporado un sistema de levantamiento artificial, donde se le suministre energía al yacimiento que restituya el diferencial de presión óptimo para mantener una apropiada tasa de producción, entre los métodos que le suministran energía al sistema están: la inyección de vapor, y de agua.

Vulcanización

2010-04-14T13:51:00.000-04:30

Vulcanización (Vulcanization)
El encadenamiento cruzado de cadenas de polímeros con azufre para mejorar las características de materiales elásticas

Espacio anular:

2010-04-14T13:50:00.002-04:30

Espacio anular:

Espacio entre dos círculos. En el caso de un pozo, es el espacio entre dos tuberías o entre una tubería y la pared del hueco

Hueco desnudo:

2010-04-14T13:50:00.001-04:30

Hueco desnudo:
Es el hueco perforado por la mecha en su condición original sin tubería revestidora

Hueco entubado:

2010-04-14T13:47:00.000-04:30

Hueco entubado:
Es el hueco perforado por la mecha en el cual se ha colocado tubería revestidora.

Reventón (Blowout)

2010-04-14T13:46:00.000-04:30

Reventón (Blowout)
El escape sin control de aceite, gas o agua de un pozo debido a la liberación de presión en un yacimiento o a la falla de los sistemas de contención.

www.zonagratuita.com

Desintegración (Cracking)

2010-04-14T13:44:00.000-04:30

"Desintegración (Cracking)
El proceso de rompimiento de moléculas grandes de aceite en otras más pequeñas. Cuando este proceso se alcanza por la aplicación de calor únicamente, se conoce como desintegración térmica. Si se utiliza un catalizador se conoce como desintegración catalítica; si se realiza en una atmósfera de hidrógeno se conoce como un proceso de hidrodesintegración."

www.zonagratuita.com

Casquete de gas

2010-04-14T13:34:00.000-04:30

Casquete de gas (Gas cap)
"En un campo que contiene gas y aceite, parte del gas se almacenará a menudo en la parte superior del yacimiento en un depósito único conocido como casquete de gas."

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Acidificación

2010-04-14T13:31:00.000-04:30

Acidificación (Acidizing)

"La técnica de bombear una forma de ácido hidroclorhídrico dentro del pozo para agrandar el espacio de los poros en las rocas que contienen aceite, en esta forma se incrementa el flujo de aceite y su recuperación."

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Elastómero.

2010-04-12T09:59:00.001-04:30

Estas son gomas sistéticas que poseen propiedades viscoelásticas que son sometidas a cierto grado de deformación cíclica o absorción de cargas en la producción de crudos generalmente mediados. Este es uno de los elementos de las bombas de cavidades progresivas, que funcionan conjuntamente con el estator y rotor.

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Declinación mecánica

2010-04-12T09:58:00.000-04:30

Este es un indicador de la disminución de la producción y de la efectividad de los métodos utilizados en la producción de crudos, cuyas causas radican generalmente por arenamiento, daño a la formación, producción de asfaltenos, producción de arenas, incremento de la producción de gas.

Declinación energética.

2010-04-12T09:57:00.000-04:30

Indudablemente, es el término utilizado para indicar que a medida que se produce y se agotan los recursos del yacimiento, este disminuirá el aporte de energía que mantenía inicialmente, por lo que la tasa de producción decaerá en el tiempo por la disminución de la presión o el decaimiento de la permeabilidad de la roca.

Interpretación petrofísica.

2010-04-12T09:56:00.000-04:30

Consiste en un conjunto de análisis realizado sobre las características cuantitativas de las propiedades físicas de las rocas y de los fluidos, tales como: la porosidad, permeabilidad, saturación; con la finalidad de estimar la potencialidad de producción de pozos. Además, considera el volumen de la roca porosa, para lo cual hay que conocer el espesor promedio y el área del yacimiento. Por lo que, podría asumirse que tiene como objetivos:

1. Identificar zonas prospectivas.
2. Determinar espesores.
3. Calcular la porosidad.
4. Distribución de fluidos.
5. Calcular el volumen de hidrocarburos.

Corrección del Registro Sónico.

2010-04-12T09:55:00.000-04:30

Debido a que el proceso de sedimentación presenta variedades ocasionado por la existencia de diversos ambientes y rocas sedimentarias, por la presencia de trampas estructurales y estratigráficas se pudiera conseguir innumerables intercalaciones de capas de rocas, tal como areniscas y lutitas.

Por tal motivo, una vez realizado la corrida de un perfil sónico en un pozo dado se implementa una corrección de la porosidad aparente obtenida, que será aumentada en una cantidad proporcional a la fracción del volumen que ocupa la arcilla, debido a que esta aumenta el tiempo de tránsito de la onda a través de la formación.

φS= φSSC-( Vsh. φsh)
D
onde:
φS : Porosidad del registro sónico corregida (fracción).
φSSC : Porosidad del registro sónico sin corregir (fracción).
Vsh: Volumen de arcilla (fracción).
φsh : Porosidad de la arcilla leída en el registro sónico (fracción).

Perfil neutrón.

2010-04-12T09:53:00.000-04:30

Este es un método de prueba de carácter petrofísico que consiste en la emisión de neutrones de alta energía, colocados en una sonda que se inserta en el pozo en la profundidad deseada para el estudio, con la finalidad de que mida la cantidad de hidrógeno presente en la formación.

El petróleo generalmente posee unos índices de hidrógeno cercanos al agua, en cambio los gases tienen un valor de concentración de hidrógeno inferior a los líquidos. Se utiliza para conocer la presencia de fluidos y para identificar el contacto gas-petróleo.

Contenido líquido de un gas natural (GPM).

2010-04-12T09:52:00.000-04:30

Este representa el volumen de líquido que pueden obtenerse por cada mil pies cúbicos normales de gas natural, expresando generalmente la riqueza del gas y la cantidad de compuestos tales como: propano, butano y demás componentes pesados, que en la práctica son los que pueden obtenerse como líquidos.

Este factor es determinado con la densidad del líquido y peso molecular de cada componente puro. Además, en el cálculo del GPM debe conocerse el número de pies cúbicos normales de un componente dado en estado gaseoso.
GPM = Yi*1000/(Pcn/Galón Liquido).

Completación con diluente sin empacaduras.

2010-04-12T09:46:00.003-04:30

Este es un procedimiento de producción de crudo, donde se inyecta un diluente por gravedad, o por una tubería delgada hasta la profundidad deseada por el espacio anular existente entre la tubería de producción y el revestidor, que tiene como finalidad la disminución de la viscosidad del crudo antes de que tenga contacto con la sarta de cabillas, y así aumentar la eficiencia del sistema y mejorar el desplazamiento del crudo. Generalmente, todas las completaciones poseen características comunes, pero la presión de inyección del diluente por el anular proporcionará completaciones diferentes.

PDVSA,CIED.” Diseño de Instalaciones de Levantamiento artificial por Bombeo Mecánico”.1era Edición. (2002).

Anclas de gas tipo copas.

2010-04-12T09:44:00.001-04:30

Este es un separador de gas que funcionalmente es similar a las anclas de gas de niple perforado, donde se realizan perforaciones laterales en la tubería de producción con longitudes entre 1 y 4 pulgadas y con diámetros inferiores a 1 pulgada, la diferencia esencial de este método está en que la tubería de producción es provista de copas metálicas insertadas por debajo de las aberturas realizadas.

PDVSA,CIED.” Diseño de Instalaciones de Levantamiento artificial por Bombeo Mecánico”.1era Edición. (2002).

Anclas de gas tipo niple perforado

2010-04-12T09:41:00.001-04:30

Este es un método que tiene la finalidad de separar inicialmente el gas en la tubería de producción, donde se realizan aberturas o perforaciones en las paredes de la misma con longitudes que varían entre 2 y 4 pulgadas con diámetros pequeños cercanos a 0,5 pulgadas, luego, el gas por ser menos denso que el petróleo se desplazará entre la tubería de producción y el revestidor y el petróleo será succionado por la bomba de subsuelo hasta la superficie.

PDVSA,CIED.” Diseño de Instalaciones de Levantamiento artificial por Bombeo Mecánico”.1era Edición. (2002).

Anclas de gas.

2010-04-12T09:38:00.002-04:30

Son métodos de producción que basan su funcionamiento en la separación de fluidos al considerar las densidades de las fases presentes en la producción de petróleo, donde se promueve una variación en el flujo vertical, donde la fase menos densa tiende a ascender más rápidamente por donde se presenta el mayor diferencial de presión, que será generalmente por el espacio anular de la tubería y la fase más densa, tal como lo es el petróleo, ascenderá por dentro de la tubería de producción.

PDVSA,CIED.” Diseño de Instalaciones de Levantamiento artificial por Bombeo Mecánico”.1era Edición. (2002).

Eficiencia volumétrica.

2010-04-12T09:37:00.000-04:30

Esta es una relación que representa el caudal real del fluido bombeado y la capacidad teórica de bombeo o de succión de la bomba, donde dicho caudal de operación estará fundamentado en las características geométricas y parámetros de la operación.

Además, la eficiencia volumétrica en el caso de las bombas de subsuelo puede ser considerada como el producto de dos eficiencias volumétricas, tales como: la eficiencia por gas libre y por escurrimiento, debido a que estas ocurren a través de las válvulas y el pistón. Por lo tanto, la eficiencia volumétrica pudiera escribirse de dos formas:

1.-Ev=Qlb/Qcb,
Donde Qlb: caudal real del líquido bombeado.
Qcb: Capacidad teórica de bombeo.

2.-Ev=Evg.Eve
Donde Evg: Eficiencia volumétrica debida al gas.
Eve: Eficiencia volumétrica debida al escurrimiento.

Análisis nodal en bombeo mecánico

2010-04-12T09:30:00.003-04:30

Este es un método de análisis y comparación que relaciona el aporte natural de yacimiento con el sistema de producción por bombeo mecánico que incluye el separador, el cabezal del pozo, la trayectoria del pozo y el yacimiento. Para realizar dicho análisis se requiere el cálculo de las caídas de presión y la tasa de flujo de petróleo para cada uno de los componentes del sistema.

Además, se debe considerar que el flujo hacia el nodo es igual al que sale del mismo y que puede existir una sola presión para una tasa en un nodo dado.
Considerando que DP=diferencial de presión para un nodo, la relación de presión en el sistema pudiera ser escrito de la siguiente forma:
Pyacimiento - DPnodo A - DPnodo C + DPbomba - DPnodo D - DPlinea de flujo - Pseparador = 0

PDVSA,CIED.” Diseño de Instalaciones de Levantamiento artificial por Bombeo Mecánico”.1era Edición. (2002).

Bombas de subsuelo.

2010-04-12T09:28:00.000-04:30

Son uno de los componentes básicos de la unidad de producción por bombeo mecánico. Estas son herramientas que son colocadas en el fondo del pozo, abastecidas con energía provenientes de un motor eléctrico o de combustión interna, ubicado en superficie y conectado mediante una sarta de cabillas.

Estas bombas poseen un desplazamiento positivo, cuya principal aplicación es la producción de crudos pesados y extrapesados, debido a que estos son muy viscosos y se le dificulta su flujo natural hacia superficie.

Sarta de cabillas

2010-04-12T09:26:00.002-04:30

Estas representan el medio de transporte para la transmisión de energía desde la superficie hasta las bombas de subsuelo, cuyo movimiento estará influenciado por la inercia que se genera por el movimiento transmitido por la unidad de bombeo.
La sarta de cabillas estará relacionada con la profundidad, debido a que la longitud de este elemento será mucho mayor que su sección transversal, el cual, dependerá de la profundidad, mientras que la profundidad aumente su diámetro será menor.

Índice de productividad.

2010-04-12T09:21:00.002-04:30

Este es un indicador que mide la potencialidad del pozo de producir fluidos, considerando la tasa de producción y el diferencial de presión en el punto medio del intervalo de productor, este índice se calcula mediante la siguiente relación:
IP= Q/ (Pe-Pwf)
Donde:
IP=Indice de productividad (bbl/dia.lpc)
Q=Tasa de producción (bbl/dia)
Pe=Presión estática (lpc)
Pwf=Presión de fondo fluyente (lpc)

Acceso a terceros

2010-04-11T18:40:00.002-04:30

"Un régimen TPA obliga a las compañías que operan redes de transmisión o distribución de gas a ofrecer condiciones para el transporte de gas empleando sus sistemas, a otras compañías de distribución o clientes particulares"
.

tomadooenergia.glosario.net

Flotabilidad (buoyancy)

2010-04-11T18:31:00.001-04:30

Flotabilidad (buoyancy) es la capacidad de un fluido de moverse verticalmente, venciendo la fuerza de gravedad.

Ejemplo, la flotabilidad del gas es mayor que la del crudo, y a su vez esta es mayor que la del agua. Por ello en un reservorio se observa normalmente el gas en la parte superior, luego el petróleo y finalmente el agua en la parte inferior.

Métodos de stiles

2010-04-10T18:41:00.001-04:30

Métodos de stiles: predice el comportamiento de la inyección de agua en yacimientos de petróleo. Las capas se disponen en orden decreciente de permeabilidad. La tasa de producción en cada capa son proporcionales a la permeabilidad y movilidad del flujo que esté siendo producido por ellas.las irregularidades de la permeabilidades de la formación de pueden representar por medio de dos curvas de distribución que son la de permeabilidad y la de capacidad.

Sistemas estratificados

2010-04-10T18:40:00.001-04:30

Sistemas estratificados: en los sistemas estratificados hay una variación definida en los parámetros del yacimiento con el espesor y en la dirección de la profundidad . se consideran medios homogéneos en cada capa y medios heterogéneos a lo largo de la dirección de la profundidad por capas.

Flujo segregado

2010-04-10T18:39:00.002-04:30

Flujo segregado: es aquel flujo que es gobernado por equilibrio vertical (fuerzas gravitacionales). En este sentido, ya no hay zona de transición capilar, las fuerzas de gravedad son las únicas responsables para la distribución instantánea de los fluidos en la dirección normal al buzamiento.

Desplazamiento inmiscible

2010-04-10T18:39:00.001-04:30

Desplazamiento inmiscible: consiste en el movimiento simultáneo de dos o más fluidos inmiscibles en un medio poroso. En ingeniería de yacimientos este término se utiliza para describir como un determinado fluido desplaza hacia el pozo productor a los fluidos hidrocarburos

Fuerzas gravitacionales

2010-04-10T18:38:00.000-04:30

Fuerzas gravitacionales: disminuyen o aumentan el flujo fraccional de agua, dependiendo de la dirección de inyección de agua (buzamiento arriba o buzamiento abajo)

Desplazamiento

2010-04-10T18:37:00.000-04:30

Desplazamiento: proceso mediante el cual un fluido pasa a ocupar el lugar de otro en un medio poroso son de dos tipos pistón con fuga y pistón sin fuga

Drenaje por gravedad

2010-04-09T14:31:00.002-04:30

El drenaje por gravedad puede ser un método primario de producción en yacimientos de gran espesor que tienen una buena comunicación vertical y en los que tienen un marcado buzamiento. El drenaje por gravedad es un proceso lento porque el gas debe migrar a la parte más alta de la estructura o al tope de la formación para llenar el espacio formalmente ocupado por el petróleo y crear una capa secundaria de gas. La migración del gas es relativamente rápida comparada con el drenaje del petróleo, de forma que las tasas de petróleo son controladas por las tasas de drenaje del petróleo.

Empuje por agua

2010-04-09T14:18:00.003-04:30

Un yacimiento con empuje de agua tiene una conexión hidráulica entre el yacimiento y una roca porosa saturada con agua denominada acuífero, que puede estar por debajo de todo el yacimiento o de parte de él. A menudo los acuíferos se encuentran en el margen del campo, como se observa en la figura.

El agua en un acuífero está comprimida pero a medida que la presión del yacimiento se reduce debido a la producción de petróleo, se expande y crea una invasión natural de agua en el límite yacimiento-acuífero. Cuando éste es muy grande y contiene suficiente energía, todo el yacimiento puede ser invadido por esa agua, en algunos yacimientosde empuje hidráulico se pueden obtener eficiencias de recobro entre un 30 y un 50% del petróleo original in situ (poes).

Empuje por depleción

2010-04-09T14:06:00.001-04:30

Depleción es el mecanismo de recuperación de petróleo donde el desplazamiento del petróleo del yacimiento se obtiene por la expansión del mismo gas que se encuentra en solución en el petróleo. Cuando la presión se reduce en el yacimiento como resultado de la perforación de pozos, el gas es liberado de la solución y expulsa el petróleo de los poros de la roca. El petróleo y el gas fluyen simultaneamente a través del yacimiento y su capacidad relativa de flujo se caracteriza por la permeabilidad relativa de la roca a cada uno de los fluidos.

Recuperación en yacimientos heterogéneos

2010-04-09T13:58:00.002-04:30

En un yacimiento estratificado en donde las propiedades de la roca reservorio varian considerablemente, las recuperaciones de petróleo son afectadas por el grado de heterogeneidad del yaciiento. Esto sucede en todos los mecanismos de recuperación pero en particular en los campos con empuje hidrostático y en operaciones de recuperación por inundación con agua.
Stiles(1949) propuso un método para pronosticar la recuperación en operaciones de inundación con agua basada en la variación en permeabilidad y en la variación vertical de la capacidad productiva. El método permite calcular el porcentaje en fracción de agua producido vs la recuperación acumulativo de petróleo. Por consiguiente, si se asume un porcentaje determinado de produccion de agua como limite económico, es posible determinar la recuperación que se espera obtener hasta que se alcance este límite.

Daño a la formación

2010-04-09T13:56:00.001-04:30

Condicion que se genera en los pozos alterando la permeabilidad de la formación debido a diversos factores como la perforación, estimulación, cañoneo, otros. Lo que ocasiona una disminución o reducción de la productividad de los pozos.

Perforación rotatoria en lutitas

2010-04-09T13:49:00.002-04:30

las lutitas no se consideran de importancia comercial como productores de petróleo y, por lo tanto, poca atención se a dedicado a la réplica de las lutitas en las curvas de registros eléctricos. Sin embargo, existen dos observaciones bien conocidas. La primera es el aumento en el tamaño del pozo que generalmente ocurre en las formaciones de lutita, a menos q se use un lodo que no reacciona con ellas. La segunda es el intercambio de base que toma lugar entre el lodo y la lutita. Esta reacción puede causar un cambio en la resistividad de la lutita en la proximidad inmediata del pozo y puede extenderse a distancias de uno a dos pulgadas.

Buzamiento arriba/abajo

2010-04-09T13:44:00.001-04:30

Arriba: Más común es el caso de los yacimientos que tienen casquetes de gas libre y el gas no puede hacer contacto con la totalidad del petróleo en sitio. En estos casos, la presión de saturación y la solubilidad del gas aumentan a medida que el petróleo esta mas cerca físicamente del gas libre, o sea, buzamiento arriba.
Abajo: A mayores profundidades pueden presentarse presiones de burbujeo y solubilidades mayores donde la presión sea más alta. Sin embargo, pocas veces puede suponerse que exista gas libre en contacto íntimo con todo el crudo del yacimiento.

Viscosidad Furol Saybolt

2010-04-09T13:15:00.004-04:30

Tiempo en segundos que tarda en fluir 60cc de muestra a través de un orificio mayor que el universal, calibrado en condiciones especificadas, utilizando un viscosímetro Saybolt.

Parasecuencias

2010-04-02T17:09:00.000-04:30

Parasecuencias Sucesiones de capas o conjunto de capas, relativamente conformables, genéticamente relacionadas, delimitadas por superficies de inundación marinas o sus superficies correlativas.

Estratigrafía secuencial

2010-04-02T17:08:00.000-04:30

Estratigrafía secuencial Es el estudio de las facies, genéticamente relacionadas, dentro de una estructura de superficies cronoestratigráficas.Secuencia Es la unidad fundamental del estrato útil para el análisis estratigráfico secuencial.Sucesión genéticamente relacionada de estratos, delimitadas por “unconformities” discordancias o sus relativas “conformities” concordancias.

filisilicatos

2010-04-02T16:49:00.003-04:30

“ Los minerales arcillosos, son filisilicatos hidratados que se presentan en cristales muy pequeños (algunos en láminas hexagonales o a veces en fibras)”

http://www.monografias.com/trabajos15/danio-formacion/danio-formacion.shtml

La Geomecánica

2010-04-02T16:47:00.002-04:30

“La Geomecánica es la disciplina que estudia las características mecánicas de los materiales geológicos que conforman las rocas de formación. Esta disciplina está basada sobre los conceptos y teorías de mecánica de rocas y mecánica de suelos, que relacionan el comportamiento de la formación bajo los cambios de esfuerzos producto de las operaciones petroleras de perforación, completación y producción de pozos”

Cañoneo

2010-04-02T16:44:00.001-04:30

“Cañoneo: La cápsula del proyectil que se dispara para hacer los cañoneos debe ser de buena calidad y construcción, de lo contrario, quedaría un tapón provocado por el mismo proyectil que obstruiría el sistema poroso”

tomado http://www.monografias.com/trabajos15/danio-formacion/danio-formacion

La Arcilla

2010-04-02T16:42:00.000-04:30

• “La Arcilla es el término que designa un mineral o una roca compuesta esencialmente por estos minerales.Los minerales de arcilla poseen dos componentes estructurales básicos: uno es el tetraedro de Silicio - Oxígeno y el otro es el octaedro, en el cual un átomo de aluminio, magnesio y/o hierro es rodeado por seis aniones (2 ó 4 oxígenos y 4 ó 2 hidróxidos)”

tomado de http://www.monografias.com/trabajos15/danio-formacion/danio-formacion.shtml

Procesos Geológicos

2010-04-02T16:40:00.000-04:30

“Procesos Geológicos: Mecanismo de formación de la trampa ,y aquellos factores que conlleven a la generación, migración y acumulación de hidrocarburos.”

Sincronización

2010-04-02T15:50:00.001-04:30

• “Sincronización: Formación de las trampas antes y durante la migración de Hidrocarburos”