Yacimientos de Gas

Es un procedimiento llevado a cabo para establecer el ritmo y la presión a la que los fluidos pueden ser bombeados al lugar de tratamiento sin fracturar la formación. La mayoría de los tratamientos de estimulación y reparaciones correctivas, tales como compresión de cementación, se llevan a cabo después de una prueba de inyección para ayudar a determinar los parámetros claves del tratamiento y los límites de funcionamieto. Del mismo modo, las pruebas de inyección también se llevan a cabo cuando se bombean fluidos de recuperación secundaria, como el agua, nitrógeno, CO2, gas natural y vapor.

Es un sistema compuesto por un depurador, un compresor y un interruptor. Su objetivo principal es recuperar los vapores formados en el interior del tanque lleno de petróleo crudo o condensado. El interruptor detecta las variaciones de presión dentro de los tanques y acciona al compresor en encendido y apagado. Los vapores son aspirados a través de un lavado de gas, donde se devuelve el líquido atrapado a las tuberías o a los tanques, y el vapor recuperado es bombeado a tuberías de gas.

Son aquellos que pueden separar los fluidos del pozo en gas y dos tipos de líquidos: petróleo y agua. Pueden ser de tres formas: vertical, horizontal y esférico. Comúnmente se le llama ¨ free-water knockout¨ porque su uso principal es remover el agua libre que puede causar problemas tales como la corrosión y la formación de hidratos o de emulsiones que son dificiles de romper.

Son aquellas que pueden manejar toda la producción de un pozo (petróleo, gas, agua, arena) sin necesidad de separar o procesar la producción cerca del flujo en la boca del pozo. Esto reduce el costo asociado a instalaciones de superficie. Permiten el desarrollo en lugares remotos o sitios en los que antes la producción no era rentable. Además algunos equipos en superficie como separadores, tratadores, calentadores, deshidratadores y tuberías son reducidos, al igual que el impacto al medio ambiente. Pueden manejar grandes volumenes de fluidos. Incluyen bombas de doble tornillo, bombas de piston y bombas helicoaxial.

Dispositivo instalado en el fondo del pozo para aumentar la temperatura del fluido proveniente del yacimiento. Son utilizados en crudos de baja gravedad API para reducir su viscosidad, lo que reduce las fuerzas de fricción que normalmente se asocian a este tipo de fluidos.

Es la cantidad de tiempo en la cual un líquido se mantiene estable. Este tiempo asegura que el equilibrio entre el líquido y el gas ha llegado a la presión de separación. El tiempo de retención en un separador se determina dividiendo el volumen del líquido en el interior del tanque entre el caudal del líquido. Generalmente este tiempo varía entre 30 segundos y 3 minutos, al menos, que nos encontremos con un crudo espumante con lo cual el tiempo sería mayor.

Es una operación en la que se pasa el flujo del pozo a través de dos o más separadores que se disponen en serie. El primer separador se llama la primera etapa de separación, el segundo de segunda etapa y los adicionales se nombran según su posición en la serie. Las presiones de operación son reducidas secuencialmente por lo que la más alta se encuentra en el primer separador y la más baja en el último. El objetivo de las etapas de separación es maximizar la recuperación de hidrocarburos líquidos y para proporcionar la máxima estabilidad a las fases resultantes (líquido y gas) que sale del separador final. Esto significa que las cantidades de gas o líquido no cambiaran a una fase de líquido o gas respectivamente, en lugares tales como tanques de almacenamiento o tuberías de gas.

Después de que un pozo se ha completado, los fluidos producidos se separan en gas, petróleo y agua. Tecnología especial ha sido desarrollada para la separación de estos fluidos, para superar los problemas asociados con la corrosión, hidratación y emulsión, y de garantizar la calidad de los productos llevados posteriormente por tuberías a las refinerías.

Técnica en la cual se introduce un tapón en la corriente de flujo de un pozo productor para determinar el caudal de uno o más fluidos. El marcador tiene propiedades específicas, tales como la captura de neutrones de alta sección transversal, que permiten ser detectados por los sensores de una herramienta de registros de producción. Algunos marcadores están específicamente diseñados para ser solubles en solo una fase líquida, de modo que puedan ser utilizados para producir un registro de velocidad de fase. Se refiere a marcadores no radioactivos.

Se utilizan en los pozos para asegurarse de la naturaleza y el comportamiento de los fluidos en o alrededor del pozo durante la producción o inyección. Estos registros son usados para el análisis dinámico del rendimiento del pozo y la productividad o inyectabilidad de las distintas zonas, para el diagnóstico de pozos problemas, o para controlar los resultados de una estimulación o completación.

El gas inyectado se disuelve en el petróleo crudo y reduce su viscosidad y, por lo tanto, la resistencia al flujo cerca del pozo de inyección también se reduce. De esta manera, se forma un banco de petróleo de menor viscosidad alrededor del pozo. Solo se requieren reducciones moderadas para lograr los beneficios de este mecanismo, pero para que ésto ocurra, la eficiencia del contacto del gas inyectado y el petróleo debe ser buena.

Es una zona de extención y de forma definida que se mantiene con el tiempo. Esta zona o región se estabiliza al poco tiempo de comenzar la inyección, por lo que se acostumbra denominarla zona estabilizada.

Todo el gas, excepto el atrapado, se desplaza de la zona inundada del yacimiento antes que se produzca el petróleo. A esto se le denomina "llene" y para lograrlo, la acumulación de agua inyectada debe ser igual al volumen del espacio ocupado por el gas movil en el yacimiento. Durante éste período, el gas se redisuelve con el petróleo que va contactando, mientras que el remanente fluye hacia los pozos productores. El llene puede representarse por un frente de petróleo que viaja más rápido que el frente del agua y detrás del cual, la saturación de gas se encuentra en su valor residual. La llegada del frente de petróleo a los pozos productores marca el final del período de llene.

En este caso el petróeo remanente tiene cierta movilidad y ocurre flujo en de dos fases en la zona invadida donde la saturación de petróleo es mayor que la residual. Cuando el fluido desplazante llega a los pozos productores se siguen produciendo cantidades variables de petróleo.

Ocurre cuando el petróleo remanente en la zona invadiuda no tiene movilidad. En esta zona la saturación del fluido desplazanate es maxima y la del petróleo es la residual. Cuando el fluido desplazante llega a los pozos productores, se dice que se ha producido la ruptura.

El nombre significa vis: fuerzas viscosas y cap: fuerzas capilares. La idea es comparar la magnitud de las fuerzas viscosas y las fuerzas capilares, para derivar un número adimensional.

El entrampamiento de petróleo y otros fluidos en el medio poroso no se comprenden completamente y no puede ser decrito rigurosamente por medio de las matemáticas. No obstante, se conoce que el mecanismo de entrampamiento depende de: (1) la estructura de losporos en el medio poroso, (2) las interacciones roca-fluido relacionada con la humectabilidad, (3) las interacciones fluido-fluido relacionada con la tensión interfacial y algunas veces la inestabilidad de flujo. Un modelo simple para estudiar el entrampamiento del petróleo es el pore doublet o lazo poroso. En este modelo, la complejidad del medio poroso se extiende mas alla del uso de un capilar al considerar flujo en dos capilares conectados paralelamente.

Consiste en inyectar el agua dentro de la zona de petróleo. El agua invade esta zona y desplaza los fluidos (petróleo/gas) del volumen invadido hacia los pozos productores. Este tipo de inyección también se conoce como inyección de agua interna, ya que el fluido se inyecta en la zona de petróleo a través de un número apreciable de pozos productores que forman un arreglo geométrico con los pozos productores.

Consiste en inyectar el agua fuera de la zona de petróleo, en los flancos del yacimiento. Se conoce también como inyección tradicional y en este caso, el agua se inyecta en el acuifero cerca del contacto agua-petróleo.

es una formación con propiedades direccionalmente dependientes según la observación. Muchas formaciones tienen anisotropía en la relación entre las permeabilidades verticales y horizontales. Se da la anisotropía en aquellos yacimientos donde la permeabilidad vertical es mayor a la horizontal puesto que generalmente esta ultima es de magnitud mayor. Esto ocurre generalmente por la presencia de fracturas naturales en el yacimiento.

Es una expresión para la conservación de la masa regido bajo la observación de que la cantidad de masa que deja un volumen de control es igual a la cantidad de masa que entra al volumen menos la cantidad de masa acumulada en el volumen. A través del método de balance de materiales, y la medida de presiones en un yacimiento a través del tiempo se puede estimar el volumen de hidrocarburos en el reservorio.

es el producto de las permeabilidad de la formación, K, y el espesor de la formación productora, h, en un pozo productor, a la que se refiere como Kh. Este producto es la primer aspecto encontrado de la acumulación y las pruebas de reducción y es un factor clave en el potencial de flujo de un pozo. Se utiliza para un gran número de los cálculos de ingeniería de yacimientos tales como la predicción de resultados futuros, el potencial de recuperación secundaria y terciaria y el exito potencial de los procedimientos de estimulación de pozos. Obtener el mejor valor posible de este producto es el objetivo principal de las pruebas de pozos. Para separar los elementos del producto, es necesario tener alguna medida independiente de cada uno de ellos, por lo general la estimación del espesor de la formación productora es a partir de registros de pozos. La permeabilidad se calcula siempre que los factores volumetricos de formación de los fluidos y la viscosidad se conozcan.

Es la pendiente de una sección de línea recta elegida de un plano de Horner. Se utiliza para determinar el espezor de la permeabilidad, Kh, de la zona productora en la vecindad del pozo.

Es aquel producto de las variaciones de las propiedades de la roca. Las variaciones pueden dar lugar a diferentes direcciones de permeabilidad. Los procesos geológicos como la sedimentación, la diagénesis y la erosión actúan para producir faltas de uniformidad en las formaciones rocosas. Debido a que hay tantas heterogeneidades en el yacimiento, una interpretación única de los resultados del examen de los datos de presión por sí solo es a menudo imposible. Pruebas de intérpretes expertos dependen en gran medida en la experiencia, el análisis de núcleos, registros de pozos y el conocimiento de la geología específicos de la región.

El uso de la técnica de análisis de riesgo de Monte Carlo para estimar los resultados más probables de un módelo con datos de entrada incierta es para estimar la validez de un modelo simulado de un yacimiento.

Dedicada al desarrollo y adecuación de metodologías integradas que permitan una mayor conceptualización de los yacimientos, en términos físicos y geológicos. Este concepto, permite definir con certeza definir la geometría del yacimiento, describiendo sus características petrofísicas e integrando datos de diversas fuentes como: geología, registro geofísico de pozos, sísmica y núcleos.

El agotamiento o la depletación es un fenómeno natural que acompaña durante la explotación de todo recurso no renovable. La depletación es la reducción progresiva del volumen de petróleo y gas natural y esta en función del tiempo y del nivel de extracción total y esta asociada a la declinación de la producción de un determinado pozo, reservorio o campo.

Los diapiros salinos son un tipo de pliegues perforantes . Son estructuras geológicas intrusivas, formadas por masas de evaporitas ( sales , anhidrita y yeso ) que, procedentes de niveles estratigráficos muy plásticos(sobre todo del Keuper ) sometidos a gran presión, ascienden por las capas sedimentarias de la corteza terrestre, atravesándolas y deformándolas, en un lento proceso medible en millones de años que se conoce como diapirismo . Su génesis es bastante compleja y esta producida por varios factores: elevada plasticidad de las sales aumentada por los yesos; se desarrollan en fallas profundas por las que los materiales ascienden y donde ocurren procesos volcánicos que convierten el diapiro en una pasta con todavía mucha más plasticidad y mucho más poder perforante. Los diapiros salinos tienen un enorme valor económico, pues pueden actuar como trampas petrolíferas . El ascenso del diapiro deforma las capas intruídas elevándolas a su alrededor, formando una estructura ant

A veces la concentración es tan alta que los gases comprimen con fuerza, y sumado esto a la compresión por las fuerzas tectónicas provoca que las capas superior e inferior de arcillas o margas terminen por empaparse de petróleo a pesar de su resistencia a la permeabilidad, transformándose en lo que se denomina rocas bituminosas o esquistos bituminosos. La misma resistencia que ofrecen a coger petróleo la presentan a dejar escapar el petróleo que contienen, por lo que este recurso natural no ha sido tradicionalmente considerado como reserva natural de petróleo por la industria extractora de crudo. El avance futuro de la tecnología y el previsible aumento del precio del petróleo conforme se vaya agotando en el futuro podría convertir en económicamente rentable la extracción a partir de rocas bituminosas, aumentando así en gran medida las reservas mundiales de este importante y cada vez más escaso recurso natural.

Cuando se produce por un aumento de la permeabilidad de la roca almacén o bien un acuñamiento de ésta. En ambos casos los hidrocarburos fluyen hacia la parte superior del estrato .

Cuando la causa es tectónica . Puede ser una falla que ponga en contacto una roca impermeable con otra porosa, produciendo un escalón en donde se acumula el petróleo, o más frecuentemente por un pliegue anticlinal , que forma un recipiente invertido en el que queda atrapado el petróleo en su lenta huida hacia la superficie. También son trampas de tipo estructural las acumulaciones de petróleo que se pueden producir en un domo salino .

Una trampa petrolífera o trampa de petróleo es una estructura geológica que hace posible la acumulación y concentración del petróleo , manteniéndolo atrapado y sin posibilidad de escapar de los poros de una roca permeable subterránea. El petróleo así acumulado constituye un yacimiento petrolífero y la roca cuyos poros lo contienen se denomina roca almacén . Migración de los hidrocarburos a través de los poros. El petróleo se compone de un conjunto de numerosas sustancias líquidas distintas, los hidrocarburos , que son menos densos que el agua, por lo que tienden a flotar en ella. Esto produce un movimiento de migración del petróleo desde el momento que se forma, a partir de restos de plancton , hacia la superficie del suelo, viajando a través de los poros de rocas permeables. Una vez que aflora a la superficie, formando la llamada fuente o manantial de petróleo, va desapareciendo con los años, pues los volátiles escapan a la atmósfera y el resto de hidrocarburos van siendo deg

La hidrodesulfuración (HDS) es un proceso destinado a eliminar el azufre (que es una impureza contaminante) que se encuentra an las fracciones del petróleo , luego de diversos procesos, tales como destilación fraccionada, destilación por presión reducida, reformado , o desintegracion catalitica. Este azufre se encuentra combinado formando componentes químicos que, de ser encontrados en los combustibles en el motor en el momento de la combustión, este se corroería y al mismo tiempo, al ser expulsados los gases, contaminarían el ambiente. El nivel de hidrodesulfuración depende de varios factores entre ellos la naturaleza de la fracción de petróleo a tratar (composición y tipos de compuestos de azufre presentes), de la selectividad y actividad del tipo de catalizador utilizado (concentración de sitios activos, propiedades del soporte, etc.), de las condiciones de reacción (presión, temperatura, relación hidrocarburo/hidrógeno, etc.) y del diseño del proceso. Es importante señalar q

Un derivado del petróleo es un producto procesado en refinerías usando como materia prima el petróleo . Según la composición del crudo y la demanda, las refinerías pueden producir distintos productos derivados del petróleo. La mayor parte del crudo es usado como materia prima para obtener energía , por ejemplo la gasolina . También producen sustancias químicas , que se puede utilizar en procesos químicos para producir plástico y/o otros materiales útiles. Debido a que el petróleo contiene un 2% de azufre , también se obtiene grandes cantidades de éste. Hidrógeno y carbón en forma de coque de petróleo pueden ser producidos también como derivados del petróleo. El hidrógeno producido es normalmente usado como producto intermedio para otros procesos como el hidrocracking o la hidrodesulfuración . En las refinerías de petróleo se agregan aditivos a los productos de forma que sean posibles de almacenar a corto plazo, y de forma de ser aptos para su carga y transporte en camiones, b

El petróleo, una vez en la refinería, es almacenado en depósitos de gran tamaño, separando generalmente los crudos en función de su contenido en azufre, al igual que en los procesos de tratamiento. En función de la demanda del mercado en un momento dado se trata primero el crudo de bajo contenido en azufre, antes de pasar a tratar el crudo de alto contenido en azufre para evitar la contaminación de los productos salidos de cada tipo de crudo. En el caso inverso, los productos provenientes del tratamiento del crudo de bajo contenido en azufre son dirigidos en caso necesario hacia depósitos de almacenamiento de productos de alto contenido en azufre durante algunas horas, para ser tratados de nuevo más tarde. La primera etapa del refino es la destilación atmosférica. Se realiza en una torre, donde la cabeza tiene una presión ligeramente superior a la atmosférica. De ella se sacan 4 extracciones, cuyo "corte" viene determinado por un rango de temperaturas, y una salida de gases p

El petróleo sirve de diferentes técnicas con objeto de obtener un máximo de productos de gran valorización. Estos procesos se llevan a cabo en un refinería. La refinería es el lugar en que se trata el petróleo para producir una serie de productos comercializables. La estructura de cada refinería debe tener en cuenta todas las diferentes características del crudo. Además, una refinería debe estar concebida para tratar una gama bastante amplia de crudos. Sin embargo existen refinerías concebidas para tratar solamente un único tipo de crudo, pero se trata de casos particulares en los que las reservas estimadas de dicho crudo son consecuentes. Existen refinerías simples y complejas. Las simples están constituidas solamente por algunas unidades de tratamiento, mientras que las refinerías complejas cuentan con un mayor número de estas unidades. En efecto, en función del objetivo fijado y el lugar en el que se encuentra la refinería, además de la naturaleza de los crudos tratados, la estruct

E s el proceso de purificación de una sustancia química obtenida muchas veces a partir de un recurso natural . Por ejemplo, el petróleo arderá generalmente en su estado natural, pero no puede ser utilizado directamente en los motores de combustión , debido a la presencia de residuos y la generación de subproductos. La refinación de líquidos se logra a menudo a través de la destilación o fraccionamiento . Un gas se puede refinar también de esta manera enfriándolo o comprimiéndolo hasta su licuefacción . Los gases y líquidos también se pueden refinar por extracción con un solvente que disuelva la sustancia de interés o bien las impurezas. Muchos sólidos se pueden refinar mediante el crecimiento de cristales en una solución del material impuro; la estructura regular del cristal tiende a favorecer el material deseado y a excluir otros tipos de partículas. Se utilizan también reacciones químicas para eliminar impurezas de tipos especiales.

Es un registro de la diferencia de potencial entre un electrodo móvil en el pozo y el potencial fijo de un electrodo en superficie. Su unidad es el milivoltio.

ES LA CAPACIDAD DE UNA SUSTANCIA PARA TRANSMITIR LA CORRIENTE ELECTRICA. ES EL RECIPROCO DE LA RESISTIVIDAD. SE EXPRESA EN MHOS – M. EN EL PERFILAJE SE UTILIZA MILIMHOS – M (MMHOS / M)

Los bloques se desplazan uno con respecto al otro en la dirección horizontal.

Es aquella que presenta movimiento en una componente vertical y una componente horizontal.

Es la que se origina por un movimiento de basculamiento de los bloques que giran alrededor de un punto fijo, como las dos partes de una tijera.

Estas fallas son verticales y el movimiento de los bloques es horizontal. Estas fallas son típicas de limites transformantes de placas tectónicas . Se distinguen dos tipos de fallas de desgarre: derechas e izquierdas. Derechas, o diestras, son aquellas en donde el movimiento relativo de los bloques es hacia la derecha, miestras que en las izquierdas, o siniestras, es el opuesto. También se les conoce como fallas transversales.

En geología , es una discontinuidad que se forma en las rocas superficiales de la Tierra (hasta unos 200 km de profundidad) por fractura, cuando las fuerzas tectónicas superan la resistencia de las rocas. La zona de ruptura tiene una superficie generalmente bien definida denominada plano de falla y su formación va acompañada de un deslizamiento de las rocas tangencial a este plano. El movimiento causante de la dislocación puede tener diversas direcciones: vertical, horizontal o una combinación de ambas. En las masas montañosas que se han alzado por movimiento de fallas, el desplazamiento puede ser de miles de metros y muestra el efecto acumulado, durante largos periodos, de pequeños e imperceptibles desplazamientos, en vez de un gran levantamiento único. Sin embargo, cuando la actividad en una falla es repentina y brusca, se puede producir un gran terremoto, e incluso una ruptura de la superficie terrestre, generando una forma topográfica llamada escarpe de falla

La temperatura en el pozo a la profundidad total en el momento en que se mide. El BHT, sin hacer referencia a las condiciones de circulación o estático, se asocia típicamente con la producción de condiciones.

La velocidad a la que un fluido de perforación o de cemento se mueve en el espacio anular. Es importante controlar la velocidad anular para asegurar que el agujero está siendo limpiado de esquejes, espeleologías y otros desechos, evitando la erosión de la perforación de la pared. La velocidad anular comúnmente se expresa en unidades de metros por minuto o, menos comúnmente, metros por minuto. El plazo es distinta de flujo volumétrico

Un régimen en el que el líquido fluye más claro en el centro de la tubería y el fluido contenido es el más pesado en una película delgada sobre la pared del tubo. El líquido más ligero puede ser una niebla o una emulsión. Flujo anular se produce a altas velocidades del líquido encendedor, y se observa tanto en pozos verticales y horizontales. A medida que aumenta la velocidad, la película puede desaparecer, como el flujo de vapor o el flujo de emulsión. Cuando la interfaz entre los fluidos es irregular, el término de flujo ondulado anular puede ser usado.

El espacio que rodea un objeto cilíndrico colocado dentro de otro, como el espacio que rodea un objeto tubular colocado en un pozo.

El análisis de la presión cambia con el tiempo, especialmente las asociadas con pequeñas variaciones en el volumen de fluido. En la mayoría de las pruebas de pozos, una cantidad limitada de líquido puede fluir desde la formación de fase de 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.

Tipos de rocas que han sido clasificadas de acuerdo a sus propiedades petrofísicas, especialmente las propiedades que pertenecen al comportamiento de los fluidos dentro de la roca, como la porosidad, la presión capilar , la permeabilidad, las saturaciones irreducibles o saturaciones. Los tipos de rocas petrofísicas se han calibrado de base y datos dinámicos, pero generalmente se calcula a partir de registros de línea fija, siempre que sea posible, ya que los registros de línea fija son generalmente sólo las mediciones que están disponibles para todos los pozos en todas las profundidades. Enfoques electrofacies se utilizan a menudo para determinar los tipos de rocas de los registros.