Ingeniería de Petróleo

Ocurre cuando la presión de la formación es menor que la presión hidrostática teórica para una profundidad vertical dada. Corresponde a yacimientos naturalmente fracturados o formaciones agotadas.

Son pozos que se perforan desde pozos preexistentes, pudiéndose reperforar un nuevo hoyo en forma vertical o direccional.

Por lo general son pozos productores y/o inyectores que en la etapa final de su vida útil se utilizan como pozos observadores para monitorear el comportamiento de un yacimiento, grupos de pozos o después que se realizan trabajos en pozos cercanos a él.

Son pozos que se perforan con el objetivo de disponer aguas de formación, fluidos de perforación, desechos, etc., porque no hay formas de manejarlos en superficie.

Son pozos que se perforan únicamente con el objetivo de obtener información geológica de las formaciones que son atravesadas durante la perforación.

Es la profundidad del hoyo en la cual se coloca la herramienta de deflexión inicial y se comienza el desvío del hoyo.

Es la presión que resiste la formacion antes de abrirse o fracturarse en un punto dado del hoyo. Para que ocurra la fractura es necesario que la presión ejercida sobre la formación sea mayor que la suma de la presión de poros mas la componente horizontal de la presión de sobrecarga.

Es el flujo no deseado de fluidos de la formación al pozo, que ocurre cuando la presión ejercida por el fluido de perforación en un punto es menor que la presión de la formación.

Son presiones que se originan cuando se introduce la tubería en el pozo. El lodo situado debajo de la mecha se comprime como si fuera un pistón y aumenta la presión del hoyo.

Es aquel pozo perforado para aliviar la presión de un pozo donde ocurrió reventón.

La perforación direccional controlada es la ciencia que se ocupa de la desviación de un hoyo a lo largo de un rumbo planificado, hacia un objetivo subterráneo localizado a una distancia horizontal dada desde un punto directamente debajo del centro de la mesa rotatoria de un taladro de perforación.

Es el proceso de enfriamiento del gas natural a una temperatura de -162°C, con lo cual se reduce su volumen por un factor de 600, convirtiéndose en líquido. El gas natural licuado resultante es entonces transportable en buques diseñados para tal propósito o puede ser almacenado en tanques.

Está técnica usa una serie de pulsos cortos de la rata de flujo. Los pulsos son periodos alternantes de producción (o inyección) y cierre con el mismo caudal en cada producción. La respuesta de presión a los pulsos se mide en el pozo de observación. La principal ventaja de las pruebas de pulso estriba en la corta duración del pulso.

La polimerización es el proceso que consiste en combinar dos o más moléculas orgánicas insaturadas (olefinas) para formar un sola, más pesada, con los mismos elementos y en la misma proporción que en la molécula original. Convierte las olefinas gaseosas, como el etileno, el propileno y el butileno convertidos por unidades de craqueo térmico y de líquidos, en moléculas más pesadas y complejas, de mayor índice de octano, como la nafta y las cargas petroquímicas.

La coquización continua (por contacto o líquida) es un proceso de lecho móvil que opera a presiones menores y temperaturas más altas que la coquización retardada. En la coquización continua se efectúa un craqueo térmico utilizando calor transferido de las partículas de coque calientes recicladas a la carga situada en un mezclador radial, llamado reactor. Se toman los gases y vapores del reactor, se enfrían para impedir que continúe la reacción y se fraccionan. El coque de la reacción entra en un tambor de compensación y se eleva hasta un alimentador y clasificador donde se separan las partículas de coque más grandes. El coque restante cae en el precalentador del reactor para ser reciclado con la carga.

En la coquización retardada, primero se carga el material en un fraccionador para separar los hidrocarburos más ligeros y después se combina con el petróleo pesado reciclado. El material pesado pasa al horno de coquización y se calienta hasta altas temperaturas a bajas presiones para evitar la coquización prematura en los tubos del calentador, produciendo así una vaporización parcial y un craqueo suave. La mezcla de líquido y vapor se bombea desde el calentador a uno o más tambores de coque, donde el material caliente permanece aproximadamente 24 horas (retardo) a bajas presiones hasta que se descompone en productos más ligeros. Cuando el coque alcanza un nivel predeterminado en un tambor, el flujo se desvía a otro tambor para mantener la continuidad de la operación. El vapor procedente de los tambores se devuelve al fraccionador para separar el gas, la nafta y los gasóleos, y reciclar los hidrocarburos más pesados a través del horno.

El craqueo en fase de vapor produce olefinas mediante craqueo térmico de materiales con moléculas de hidrocarburos grandes, a presiones ligeramente superiores a la atmosférica y a muy altas temperaturas. El residuo del craqueo se mezcla para obtener combustibles pesados. Normalmente, la nafta producida por este método contiene benceno, que se extrae antes del hidrotratamiento.

La coquización es una forma enérgica de craqueo térmico utilizada para obtener gasolina de destilación directa (nafta de coquificador) y diversas fracciones de destilación intermedia, que se utilizan como materiales para craqueo catalítico. Por este proceso, el hidrógeno de la molécula de hidrocarburo se reduce de forma tan completa, que el residuo es una forma de carbono casi puro, denominado coque.

Contienen material tanto asfáltico como parafínico, en su composición entran hidrocarburos parafínicos y nafténicos junto con cierta proporción de arómaticos.

Contienen poca o ninguna parafina, pero si material asfáltico en grandes cantidades y se obtienen aceites lubricantes.

Contienen parafina y ningún o muy poco material asfáltico. Son aptos para obtener gasolina de bajo octanaje y de ellos se produce parafina y aceites lubricantes de alta calidad.

En tales pruebas, la tasa de flujo de un pozo productor se hace variar mientras la presión se monitorea en uno o más pozos de observación. El análisis de los datos de presión nos proporciona información que no se podría obtener de un solo pozo. Por ejemplo, permeabilidad en una dirección, naturaleza o dirección de una fractura hidráulica.

La prueba de multi-tasa más sencilla es una prueba de restauración, donde el segundo período tiene una tasa cero. Otras pruebas multi-tasa son más fáciles de conducir siempre que la tasa y la presión sean exactamente medidos para todos los períodos. Las pruebas multi-tasa incluyen pruebas de pulso, isocronales, isocronales mejoradas. Este tipo de prueba aporta información similar a la que pudiese obtenerse de una prueba de flujo o abatimiento.

Es una prueba en la cual, un pozo esta en producción y la presión es observada en otro pozo (o pozos). Una prueba de interferencia monitorea los cambios de presión en el reservorio a una distancia desde el pozo productor original. Este tipo de pruebas es la más comúnmente usada para determinar si dos pozos se están comunicando a través de sus zonas productoras y puede ser útil para caracterizar las propiedades del yacimiento a una escala mayor que las pruebas de pozos sencillas.

Una prueba de presión durante el período de flujo consiste en la medición de presiones en el fondo del pozo, hecha durante un determinado período de tiempo a una tasa de producción constante. Usualmente el pozo es cerrado antes de una prueba de flujo durante un tiempo suficientemente largo como para que el yacimiento alcance la presión estática. La prueba de flujo (Drawdown) puede durar desde unas pocas horas hasta varios días si es necesario, dependiendo de los objetivos de la prueba.

Una prueba de disipación mide la declinación de presión subsecuente al cierre de una inyección. Es conceptualmente idéntica a la prueba de restauración de presión.

El daño a la formación se puede definir como una reducción en la permeabilidad de una zona productora en la vecindad del pozo. Esta reducción puede ser causada durante el período de perforación, completación o producción del pozo. Dicho daño puede ser el resultado del hinchamiento de arcillas presentes en la formación, invasión del lodo de perforación hacia la formación, precipitaciones químicas, formación de emulsiones, deposición de parafinas, etc.

Cuando el líquido se condensa bien sea disminuyendo la presión a temperatura constante, o incrementando la temperatura a presión constante.

Es el punto donde a una determinada presión y temperatura se forma líquido del gas en una región de dos fases.

Es una técnica habitual de control de pozos en procesos de reparación. El método funciona cuando no hay obstrucciones en la tubería y se puede lograr la inyectividad dentro de la formación sin exceder ningún límite de presión. En este procedimiento, los fluidos del pozo se bombean nuevamente al yacimiento, desplazando la tubería o revestidor con una cantidad suficiente de fluido de control.

Un punto central de colección de gas de los campos costa afuera con tuberías provenientes de un numero de campos, cuyos propietarios son a menudo compañías petroleras. De ahi el gas es transportadoa un sistema central de procesamiento en tierra.

Método para establecer la estructura detallada subterránea de roca mediante la detección y medición de ondas acústicas reflejadas de impacto sobre los diferentes estratos de roca. Se le emplea para localizar estructuras potencialmente contenedoras de aceite o gas antes de perforar. El procesamiento de datos moderno permite la generacón de imágenes de tres dimensiones de éstas estructuras subterráneas

El RTF fue introducido a mediados de los años 70. Su mayor ventaja sobre su antecesor el FIT (prueba de intervalos de formación), fue que este puede medir un número ilimitado de puntos de presión en un sólo viaje al pozo mientras que el FIT se restringió a uno. Originalmente se consideró que la aplicación más importante del RFT era para muestreo de fluidos, pero después se observó su eficacia para proporcionar valores de presión profundidad a través de secciones en el yacimiento durante el desarrollo del programa de perforación. Esto también revela el grado de comunicación areal y vertical lo cual es de gran ayuda en la planeación de proyectos de recobro secundario

Los trépanos de escalones son huecos para permitir el paso del fluido de perforación, que sale a chorros por picos intercambiables, éstos solo se utilizan en formaciones no consolidadas, areniscas y arcillas. Posee la característica de cortar sin moler lo que es ventajoso para el análisis de los fragmentos en superficie.

Son huecos para permitir el paso del fluido de perforación, que sale a chorros por picos intercambiables que pueden tener dientes de acero o insertos de carburo de tungsteno para mayor duración en formaciones de rocas duras. Poseen tres conos giratorios montados sobre rodillos con o sin retenes. Un diseño posterior de trépanos son los del tipo PDC (Polycristalline Diamond Compact) con insertos de diamante compacto policristalino fabricados de manera industrial con forma de pastillas de color gris oscuro, estos trépanos no poseen partes móviles y tienen mayor vida útil.

Los trépanos son huecos para permitir el paso del fluido de perforación, que sale a chorros por picos intercambiables. El fluido de perforación lubrica y refrigera el trépano y ayuda a expulsar la roca molida hacia la superficie. En formaciones rocosas no consolidadas los chorros de agua a alta presión ayudan a remover la roca en forma directa permitiendo reducir los tiempos de perforado.

La aplicación de este método tiene como propósito limpiar la periferia o zona invadida del pozo, establecer la permeabilidad e inducir el flujo del pozo utilizando la energía natural del yacimiento

Es un proceso de bombeo de una lechada de cemento hacia el hoyo a determinada presión para ejercer una compactación de la misma contra las paredes porosas de la formación, bien sea a través de los agujeros de cañoneo del revestidor o dentro del hoyo abierto. El objetivo de la cementación forzada es lograr un aislamiento de la zona que existe entre el revestidor y la formación.

Es un método mecánico que consiste en colocar una barrera física frente a la arena de producción el cual se hace mediante un filtro que puede ser metálico entre estas tenemos camisas ranuras o rejillas con o sin grava (empaque).

Una vez que se ha detectado la presencia de acumulaciones comerciales de hidrocarburos con la perforación de un pozo exploratorio, este tipo de pozos se perforan con el objetivo de establecer los límites del yacimiento.

Es un proceso en donde la inclinación de la presión del fluido de perforación del hoyo, es menor que la inclinación de la presión de la formación que está siendo perforada.

En este sistema el fluido de perforación es un lodo compuesto por bentonita y agua, el cual se prepara en la superficie y es bombeado por el interior de la tubería hasta llegar a la broca tricónica. Al llegar a esta, retorna a la superficie arrastrando material triturado o cortado.

Es un tubo de acero al carbono que se introduce dentro del pozo para evitar que el suelo se derrumbe y taponee nuevamente la perforación. Generalmente tiene el tubo un tramo liso y otro ranurado, por el que se filtra el agua después de haber pasado por un empaque de grava que se encuentra entre el ademe y el contrademe y evita el arrastre de arenas dentro del pozo.

Ubicado entre las dos patas traseras de la cabria, sirve de centro de distribución de potencia para el sistema de levantamiento y el sistema rotatorio. Por medio de adecuadas cadenas de transmisión, acoplamientos, embragues y mandos, la potencia que le transmite la planta de fuerza motriz puede ser aplicada al carrete principal o a los ejes que accionan los carretes auxiliares, utilizados para enroscar y desenroscar la tubería de perforación y las de revestimiento o para manejar tubos, herramientas pesadas u otros implementos que sean necesarios llevar al piso del taladro. De igual manera, la fuerza motriz puede ser dirigida y aplicada a la rotación de la sarta de perforación.

Su densidad es mayor a los 38 grados API.

Procedimiento que utiliza la sarta de perforación con el fin de determinar la capacidad productiva, presión, permeabilidad o extensión de un yacimiento, o una combinación de lo anterior, aislando la zona de interés con empacadores temporales.

Distancia desde la que se tiene flujo de fluidos hacia el pozo, es decir, hasta la cual llega la influencia de las perturbaciones ocasionadas por la caída de presión.

Es la producción óptima de aceites pesados a través del empleo de métodos térmicos de recuperación mejorada.

Aceite crudo con fracciones relativamente altas de componentes pesados, alta densidad específica (baja densidad API) y alta viscosidad, a condiciones de yacimiento. La producción de este tipo de crudo generalmente presenta dificultades de extracción y costos altos. Los métodos de recuperación más comunes para explotar comercialmente este tipo de crudo son los térmicos.

Es la actividad final en la operación de un pozo cuando se cierra permanentemente bajo condiciones de seguridad y preservación del medio ambiente.

Es una medida de la relación que existe entre la temperatura y la viscosidad de un aceite.

La Circulación de gas o recirculación (Gas cycling or re-cycling), es un proceso en el cual es gas producido es re-inyectado al yacimiento después de haberle quitado el condensado. Con el objeto de mantener la presión en el yacimiento y para impedir que el condensado “condense” dentro del yacimiento y después se dificulte recuperarlo.

Petróleo sin gas disuelto y por lo tanto desprovisto en gran proporción de mecanismo de empuje.

Se define como la disminución en el volumen de gas que se presenta durante su proceso, debida a la extracción de hidrocarburos líquidos, de condensados y de gases amargos.

Es el factor utilizado para obtener las fracciones líquidas que se recuperan del gas natural en las instalaciones superficiales de distribución y transporte. Se obtiene de la estadística de operación del manejo de gas y condensado del último periodo anual en el área correspondiente al campo en estudio.

Límite del yacimiento que se establece de acuerdo al grado de conocimiento, o investigación, de la información geológica, geofísica o de ingeniería que se tenga del mismo.

Una gran cantidad de yacimientos de petróleo y gas tienen un acuífero asociado que representa una fuente importante de energía de yacimiento, dicha energía provee un mecanismo de empuje para la producción de fluidos cuando los yacimientos son sometidos a producción, esto se conoce como influjo de agua.

Para un yacimiento de gas / condensado esta es la relación del condensado al gas. En cuanto al aceite, la relación puede medirse en pies cúbicos estándar/barril. Alternativamente se utiliza la inversa y las unidades típicas son barriles/millón de pies cúbicos estándar.

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.

Medida de la cantidad de hidrocarburos que contiene el yacimiento por unidad de área.

Factor utilizado para relacionar el gas seco a su equivalente líquido. Se obtiene a partir de la composición molar del gas del yacimiento, considerando los poderes caloríficos unitarios de cada uno de los componentes y el poder calorífico del líquido de equivalencia.

Integrada por canales resultantes de la disolución del material rocoso por acción de soluciones calientes o tibias que circulan o percolan a través de la roca. Las aperturas causadas por meteorización (juntas alargadas y cavernas) y espacios vacíos causados por organismos vivientes pueden sufrir alargamiento debido a dilución. Tomado de: Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar

Es una subdivisión del yacimiento definida en base al tipo de poros similares. Las unidades de flujo se definen por características petrofísicas, como características de registros distintivas y relaciones porosidad-permeabilidad. Tomado y traducido de: Predicting Reservoir System Quality and Performance- Hartmann & Beaumont