Ingeniería de Yacimientos

Es el hidrocarburo gaseoso que ocurre como gas libre en un yacimiento a condiciones iniciales, en contacto con petróleo crudo comercialmente explotable.

Es la disminución en el volumen de la fase líquida del yacimiento, debido a la liberación de gas en solución (por disminución en presión), disminución en temperatura, o a ambos factores. Puede expresarse como porcentaje respecto al volumen en el yacimeinto (volumen inicial) o respecto al volumen en condiciones finales.

Se define como la superficie de sección horizontal triangular que forma el contacto agua petróleo lateralmente alrededor del pozo de petróleo. Se forma cuando la misma arena (formación) que produce agua a determinada distancia lateral de la zona de petróleo y debido a altas ratas de producción del pozo o empuje hidrostático marginal, el contacto agua petróleo avanza lateralmente hacia el pozo, formándose un contacto agua petróleo, cuya sección horizontal es de forma triangular. Similarmente al caso de conificación, podría en este caso determinársele Triangulación de agua. Cuando esto ocurre en dos o más pozos adyacentes, la sección horizontal del contacto agua petróleo entre dos pozos es de forma de lóbulo.

Término usado para indicar que las superficies de los granos de una roca (arena) entran preferencialmente en contacto con determinado líquido. Para expresar lo contrario se expresa no humectante.

Es un término usado en proyectos de inyección de agua en recuperación secundaria, definido como el volumen de agua necesario para llenar el espacio ocupado por gas libre en el yacimiento. El gas libre presente en el yacimiento se disuelve en el petróleo y el que no se disuelve se comprime a una fracción insignificante de su volumen inicial.

Es la fracción de volumen total de la roca dentro del área del arreglo que ha entrado en contacto con el fluido desplazante en el momento de la ruptura.

Es un modelo usado para estudiar el efecto de la razón de la movilidad de un fluido sobre la eficiencia de barrido en desplazamientos miscibles. El modelo consiste en una placa de un medio poroso uniforme de tal forma y dimensiones que representa a escala la unidad del arreglo de los pozos que se desea estudiar. El fluido desplazante contiene un material que absorve los reyos X con lo cual el frente de inundación puede seguirse tomando diferentes películas con un aparato de rayos x.

Es un modelo usado para estudiar el efecto de la razón de movilidad sobre la eficiencia de barrido. En este modelo el flujo ocurre a través del espacio entre dos placas paralelas horizontales separadas por una distancia muy pequeña una de otra (0,03 a 0,04 pulg). Las dimensiones de las placas representan a escala la unidad mínima de arreglo de pozos que se desea estudiar. Al fluido desplazante se le agrega un colorante, lo que facilita seguir al frente de invasión, bien sea tomando fotografías o por trazos a mano en un papel transparente.

Es la zona situada detrás del frente de invasión, en un proceso de desplazamiento de petróleo por agua, donde la saturación de agua aumenta notablemente debido a la inyección de la misma.

Técnica que permite que disparos controlados desde la superficie abran orificios dentro del pozo para comunicar este con un reservorio. Fuente: http://quipu.uni.edu.pe/OtrosWWW/webproof/acade/fipp/lucioc/Glosario108.html

Es la máxima tasa de flujo que un pozo, teoricamente, puede proporcionar con una presión cero en la cara del reservorio. Fuente: http://quipu.uni.edu.pe/OtrosWWW/webproof/acade/fipp/lucioc/Glosario108.html

El ángulo al cual una formación buza o se inclina hacia abajo a partir de una horizontal. Fuente: http://quipu.uni.edu.pe/OtrosWWW/webproof/acade/fipp/lucioc/Glosario108.html

Es un tratamiento ácido en el cual una mezcla de ácido es circulada a través del pozo para limpiarlo. Fuente: http://quipu.uni.edu.pe/OtrosWWW/webproof/acade/fipp/lucioc/Glosario108.html

Los Líquidos del Gas Natural (LGN) se envían a las plantas de fraccionamiento, donde se obtiene por separado etano, propano, butano normal e isobutano, gasolina natural y nafta residual, que se almacenan en forma refrigerada y presurizada en recipientes esféricos. Fuente: PDVSA

Es el proceso al que se somete el Gas Metano Seco, con la finalidad de aumentarle la presión y enviarlo a sistemas de transporte y distribución para su utilización en el sector industrial y doméstico y en las operaciones de producción de la industria petrolera (inyección a los yacimientos y a los pozos que producen por Gas Lift. Fuente: PDVSA

Este proceso es al que se somete el gas natural rico libre de impurezas, con la finalidad de separar el gas metano seco (CH4) de los llamados “Líquidos del Gas Natural”, LGN, integrados por etano, propano, butanos, pentanos (gasolina natural) y nafta residual. Fuente: PDVSA

Es un paso previo a la fase de procesamiento, para eliminar las impurezas que trae el gas natural, como agua, dióxido de carbono (CO2), helio y sulfuro de hidrógeno (H2S). El agua se elimina con productos químicos que absorben la humedad. El H2S se trata y elimina en plantas de endulzamiento. Estas impurezas se recuperan y pueden ser comercializadas con otros fines. Fuente: PDVSA

Una vez en la superficie, el gas natural es sometido a un proceso de separación de líquidos (petróleo, condensado y agua) en recipientes metálicos a presión llamados separadores. Cuando se trata de gas libre, no asociado con el petróleo, este proceso no es necesario, y el gas va directamente al siguiente paso. Fuente: PDVSA

Consiste en llevar el gas desde los yacimientos del subsuelo hasta la superficie, a través de pozos productores. En el subsuelo, el gas se encuentra disuelto o en la capa de gas en los yacimientos de condensado –“Gas Asociado”- y en yacimientos de gas libre –“Gas No Asociado”-. Fuente: PDVSA

La presión de estos yacimientos se mantiene igual o superior a la presión de rocío retrógrada, no ocurre condensación retrógrada en el yacimiento. La composición de la mezcla de hidrocarburos producida no varía y el rendimiento de líquido en superficie permanece aproximadamente constate. Este comportamiento es similar al de los yacimientos de gas humedo. La presión de un yacimiento de gas condensado se mantiene por encima de la presión de rocío retrógrada cuando está asociado a un acuífero activo o está sometido a un proceso de mantenimiento de presión. Fuente: - Rojas, G. " Ingeniería de yacimientos de gas condensado".

Estos yacimientos se caracterizan por la formación de condensado retrógrado en el yacimiento al caer la presión por debajo de la presión de rocío retrógrada. Debido a que los primeros componentes que se condensan son los menos volátiles (más pesados), el rendimiento de líquido de la mezcla de hidrocarburos producida disminuye con tiempo(a medida que la presión del yacimiento caer por debajo de la presión de rocío). Fuente: - Rojas, G. " Ingeniería de yacimientos de gas condensado".

Cuando el petróleo está en equilibrio con el agua sobre una superficie previamente cubierta con agua. Fuente: http://quipu.uni.edu.pe/OtrosWWW/webproof/acade/fipp/lucioc/mojabilidad101.html

Cuando el agua está en contacto con el petróleo sobre una superficie sólida previamente en contacto con el petróleo. Fuente: http://quipu.uni.edu.pe/OtrosWWW/webproof/acade/fipp/lucioc/mojabilidad101.html

Se emplean los denominados biomarcadores. Entre ellos se encuentran: 1.- Color de polen y esporas (palinomorfos), que con el aumento de temperatura pasan de tonalidades amarillas a castaña y finalmente a negras. 2.- Reflectancia de la vitrinita. Este maceral aumenta su reflectividad con la temperatura (aumento del tamaño de las estructuras aromáticas en anillos). 3.- Color de alteración de conodontos (CAI) en una escala similar a la de polen y esporas. FUENTE:http://cig.museo.unlp.edu.ar/docencia/sed/organogenas.pdf

Es la menor elevación en el reservorio donde se produce 100 % de agua. En el contacto agua/petróleo existirá un valor de presión capilar PCT que es la presión umbral (Threshold). Fuente: http://quipu.uni.edu.pe/OtrosWWW/webproof/acade/fipp/lucioc/mojabilidad101.html

Consisten básicamente en un hoyo primario y uno o más hoyos secundarios que parten del hoyo primario, tal y como se muestra en la Figura 6b. El objetivo principal de los pozos multilaterales es reducir el número de pozos que se perforan, además de optimizar la producción de las reservas. Cuando se descubren múltiples formaciones productivas en un solo pozo, se pueden introducir columnas de tubos en un mismo pozo para cada una de las formaciones, y el petróleo y el gas de cada una de estas se dirigen a su respectiva tubería, sellando para esto los espacios anulares entre la columna de tubos y el revestimiento. Fuente: González, F. (2003). Pozos I. Guía de estudios para la materia Pozos I.Universidad Central de Venezuela.

Es aquel pozo direccional en el cual se controla intencionalmente el grado de inclinación, el rumbo y el desplazamiento lateral que finalmente debe tener el hoyo desviado con respecto a la vertical para llegar al objetivo seleccionado. El cambio de inclinación requiere una posible desviación de 3 a 5 grados por cada 30 metros perforados, o mayor número de grados con tramos de mayor longitud según sea el caso. En la Figura 5a, se muestra la penetración de un estrato a un ángulo de 45°, utilizando un taladro inclinado. Fuente: González, F. (2003). Pozos I. Guía de estudios para la materia Pozos I.Universidad Central de Venezuela.

La desviación deseada es obtenida a una profundidad relativamente llana y esta se mantiene constante hasta el objetivo, tal y como se muestra en la Figura 4b. Este tipo de pozo presenta muchas ventajas, tales como: *Configuración de la curva sencilla a lo largo de un rumbo fijo. *Ángulo de inclinación moderado. *Generalmente puntos de arranque someros. *Menor riesgo de atascamiento. Fuente: González, F. (2003). Pozos I. Guía de estudios para la materia Pozos I.Universidad Central de Venezuela.

Son aquellos cuya trayectoria ha sido desviada para alcanzar un objetivo determinado, generalmente la ubicación en el fondo del pozo, suele encontrarse en un área inaccesible desde superficie. En este tipo de pozos, la desviación vertical y horizontal se controlan con mucho cuidado dentro de los límites pre-establecidos. Los pozos direccionales se clasifican dependiendo de la forma que toma el ángulo de inclinación. Fuente: González, F. (2003). Pozos I. Guía de estudios para la materia Pozos I.Universidad Central de Venezuela.

Este método utiliza la técnica kriging ordinario aplicado a los datos iniciales después de trasformarlos a un espacio normal. Este tipo de simulación requiere un solo modelo de semivariograma pero basado en los datos transformados. Cuando la simulación se ha realizado, los resultados son transformados nuevamente al espacio original.

El método de estimación lineal kriging es un método de estimación que calcula los estimados de una variable regionalizada en un punto, sobre un área o dentro de un volumen, utilizando un criterio de minimización de una varianza de estimación. Los valores estimados mediante kriging pueden ser utilizados para dibujar mapas de contorno cuando estos son calculados en los nodos de una malla regular.

Es el flujo de gas equivalente a la velocidad del sonido en el fluido. Excediendo estos límites durante la producción de gas acelera la corrosión en la tuberías. traducido de www.slb.com

Son unos de los cuatro principales componentes del petróleo. junto con los asfaltenos, aromáticos y saturados (que incluyen ceras). Las resinas le proporcionan viscosidad y pegajosidad a los crudos pesados. traducido de www.slb.com

Es la temperatura en la cual empiezan primero a formase cristales de cera en el petróleo crudo. Es también la temperatura en la cual una solución de un sufactante o glycol empieza a formar micelas (aglomerdados moleculares), convirtiéndose así en una especie de nube. traducido de www.slb.com

Es un sistema para convertir las medidas registradas por un un cable o por mediciones durante la perforación (MWD) en una forma adecuada para su transmisión a la superficie. Telemetría inalámbrica es también utilizada en el fondo del pozo para enviar señales de una parte de una herramienta de MWD a otra.

Es la propiedad que poseen algunos líquidos o sólidos de absorver el agua u otros líquidos. El proceso de deshidratación del gas natural usa glicoles (líquido) para absorver el vapor de agua y así finalmente obtener vapor de gas. De la misma manera se emplea aceite ligero, también llamado "aceite de absorción" es usado para remover los hidrocarburos líquidos más pesado de un flujo de gas húmedo para convertirlo en gas seco. traducido de www.slb.com

Conocida también como agua connata. Es el agua retenida en el espacio poral o instersticios de una formación desde que fue creada. Fuente: http://quipu.uni.edu.pe/OtrosWWW/webproof/acade/fipp/lucioc/Glosario108.html

Es una forma de permitir el acceso a los poros de la formación que contiene hidrocarburos. Se dirige fluido a alta presión hacia la roca, causando su ruptura. Para mantener la ruptura abierta se emplean aditivos (agentes de sostén). Fuente: http://quipu.uni.edu.pe/OtrosWWW/webproof/acade/fipp/lucioc/Glosario108.html

Es un gas que forma un ácido cuando se mezcla con agua. En producción y procesamiento de petróleo, los gases ácidos mas comunes son el sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono. Estos gases son corrosivos y dañan tuberías y plantas si no se elimina durante el ciclo de procesamiento. Fuente: http://quipu.uni.edu.pe/OtrosWWW/webproof/acade/fipp/lucioc/Glosario108.html

Es la presión promedia del reservorio la cual no permite una operación económica contínua. Fuente: http://quipu.uni.edu.pe/OtrosWWW/webproof/acade/fipp/lucioc/Glosario108.html

Porcentaje del espacio poroso ocupado por agua intersticial inmóvil, ubicada sobre la zona de transición agua/petróleo o gas/petróleo y que no está disponible para ser ocupada por petróleo o gas. Fuente: http://quipu.uni.edu.pe/OtrosWWW/webproof/acade/fipp/lucioc/Glosario108.html

Son aquellos pozos que permiten inyectar fluidos en las formaciones atravesadas durante la perforación, el fluido inyectado puede ser gas, agua, vapor de agua o productos químicos. El proceso de inyección realiza principalmente con dos objetivos: mantener la presión del yacimiento o para desplazar los fluidos que se encuentran en la formación hacia los pozos productores. Fuente: González, F. (2003). Pozos I. Guía de estudios para la materia Pozos I.Universidad Central de Venezuela.

Es un proceso que tiene lugar por la acción conjunta de la erosión biológica (factor más importante) y la abrasión mecánica, dando lugar a unas envueltas micríticas que van destruyendo la textura interna de las partículas (total o parcialmente). La erosión biológica la llevan a cabo microorganismos que perforan la estructura de la partícula, rellenándose posteriormente por barro calcáreo. Este proceso se considera típicamente como de diagénesis temprana.

El método de predicción de Buckley-Leverett se fundamenta en la teoría de desplazamiento y permite estimar el comportamiento de un desplazamiento lineal de petróleo cuando se inyecta agua o gas a una tasa constante en un yacimiento, en este caso se estimara el volumen de petróleo desplazado a cualquier tiempo, la tasa de producción de petróleo y el volumen de agua que se tiene que inyectar por cada volumen de petróleo producido. Tiene poco aplicación debido a las suposiciones en las cuales se fundamenta, en especial la de flujo lineal; sin embargo, se utiliza cuando se toma en cuenta el efecto de desplazamiento en otros métodos. Ha sido modificado para flujo radial y combinado con otros métodos para obviar algunas de sus limitaciones. Fuente: http://ingenieria-de-yacimientos.blogspot.com/2009/04/metodo-buckley-leverett.html

Una estimulación se define como el proceso mediante el cual se restituye ó se crea un sistema extensivo de canales en la roca productora de un yacimiento que sirven para facilitar el flujo de fluidos de la formación al pozo. Es una actividad fundamental para el mantenimiento ó incremento de la producción de aceite y gas, además puede favorecer en la recuperación de las reservas. Existe una amplia gama de literatura técnica de los diferentes tipos de tratamientos que pueden ejecutarse en un yacimiento de acuerdo con sus características. El avance tecnológico a través de simuladores y equipo de laboratorio nos permite detectar pozos candidatos a estimular, diagnosticar su daño y proponer los diseños mas adecuados en forma rápida y con mayor certidumbre. Fuente: http://www.buenastareas.com/ensayos/Acidificacion-Matricial/153689.html

La acidificación es una de las aplicaciones más viejas usadas en la industria petrolera para la estimulación de pozos. Empezó a usarse en 1985. Como las rocas petrolíferas pueden contener carbonato de calcio (CaCO3, calizas), el ácido clorhídrico (HCl) en solución de 15% ha sido un buen disolvente que ayuda a abrir canales de flujo en el estrato productor. Después de la reacción se obtiene cloruro de calcio, agua y dióxido de carbono, como resultado de la descomposición del carbonato de calcio por el ácido. Fuente: http://www.buenastareas.com/ensayos/Acidificacion-Matricial/153689.html

Es una tecnología de recuperación mejorada de petróleo para la producción de crudo pesado y bitumen. Es una forma avanzada de la estimulación de vapor en la que un par de pozos horizontales se perforan en el reservorio, donde uno de ellos se encuentra a unos pocos metros por encima del otro. Vapor a baja presión se inyecta continuamente en el pozo superior para calentar el petróleo y así reducir su viscosidad, permitiendo de esta forma que el petróleo drene por gravedad hacia el pozo productor que se encuentra abajo donde será bombeado. Fuente: www.oilproduction.net

En un reservorio de empuje por segregación, el gas libre a medida que sale del petróleo, se mueve hacia el tope del reservorio mientras que el petróleo hacia abajo debido a la permeabilidad vertical. Para que esto ocurra debe existir suficiente permeabilidad vertical para permitir que las fuerzas gravitacionales sean mayores que las fuerzas viscosas dentro del reservorio. Aunque algunos de estos reservorios no tienen una capa de gas inicial, la recuperación será mayor si esta existe. Un mecanismo similar denominado drenaje gravitacional ocurre si es que el reservorio tiene un gran buzamiento. En este caso el petróleo se mueve hacia abajo y el gas hacia arriba, pero el flujo es paralelo al ángulo de buzamiento, en vez de ser perpendicular a este. En la mayoría de los casos el drenaje gravitacional y empuje por segregación se consideran como el mismo mecanismo. Si no se considera el aspecto económico, este es el mecanismo de empuje primario más eficiente. Las eficiencias de recuperación

Consiste en inyectar vapor a la arena productora para modificar las propiedades de los fluidos del yacimiento para que estos puedan fluir hacia los pozos productores. Fuente: www.oilproduction.net/01reservorios-mecanismos.htm

Como se mencionó anteriormente los gases son mucho más compresibles que los líquidos, y depende directamente del factor de compresibilidad (Z), el cual es un factor de corrección introducido en la ecuación general de los gases ideales, esto es PV=ZnRT , a partir de allí y de la ecuación general de la compresibilidad se obtiene que la compresibilidad de los gases se obtiene de la siguiente ecuación: Cg = (1 / P) – (1 / Z) * (dZ /dP) Fuente: www.oilproduction.net/01reservorios-mecanismos.htm

Cambio fraccional en volumen bruto de la roca (volumen del poro + volumen del sólido) con respecto al cambio unitario de presión. Fuente: www.oilproduction.net/01reservorios-mecanismos.htm

Este proceso consiste en una serie de expansiones y desplazamientos a presión constante de la mezcla recombinada, donde el volumen gas + liquido permanecerá constante al finalizar cada desplazamiento. El gas que se retira de la celda a presión constante es llevado a un laboratorio donde se mide su volumen y le es determinada la composición. El factor de compresibilidad (z) del gas retirado y de la mezcla bifásica remanentes en la celda así como el volumen depositado en el fondo de la celda se determinan para cada paso de presión. Este proceso se realiza hasta lograr la presión de abandono. Fuente: Libro Yacimientos de gas condensado, autor: Gonzalo Rojas.

El proceso CCE consiste en colocar una muestra recombinada representativa de los fluidos en el yacimiento y calentar la misma a temperatura de yacimiento, la muestra a dichas condiciones se comprime entre 500 y 1000 lpc por encima de la presión de yacimiento. Luego el contenido de la celda es expandido a composición constante hasta una presión de 500 a 200 lpc por debajo de la presión inicial retirando el pistón. La celda es agitada hasta que se da el equilibrio en la muestra. La presión de rocío se determina visualizando el momento en que comienza a formarse en la celda la condensación retrograda. Se observara en este punto el enturbamiento de la fase gaseosa, el cual al transcurrir el tiempo desaparece debido a que las gotas se depositan en la parte inferior de la celda. Fuente: Libro Yacimientos de gas condensado, autor: Gonzalo Rojas.