metodos para el control de pozos

UNEFA 2014 PERFORACION AVANZADA

PERFORACION AVANZADA

6TO SEMESTRE

INGENIERIA DE PETROLEO

UNEFA TUCUPIDO RIBAS GUARICO

UNIDAD II CONTROL DE POZOS

RESUMEN

Desde los comienzos de la historia de la perforación este elemento ha jugado un

papel demasiado importante y sus avances en cuanto a diseño, materiales de construcción

etc., no deben inquietar, por lo tanto debemos estar al tanto de todo esto.

Es importante tener en cuenta que cada casa constructora tiene sus propias

especificaciones y codificación para cada broca, pero tienen un objetivo en común

desarrollar una tecnología que nos permita avanzar en la perforación al menor costo posible

y con las mejores condiciones de seguridad.

Durante las operaciones de perforación pueden ocurrir cambios de presión causando

una arremetidas, la cual conlleva a un reventón. Es importante utilizar las medidas de

control de peso del lodo con pesos cerca el equilibrio en estas áreas para obtener tasas de

penetración máximas y costos de pozos mínimo. Por esta razón, el personal de perforación

debe estar en capacidad de reconocer las señales de avisos de una arremetida o al igual que

un reventón en potencia, de programar las operaciones apropiadas para matar el pozo, de

tomar acción positiva para controlar el pozo.

El propósito principal de esta unidad es desarrollar los métodos para control el

control de pozo adaptable al campo y que ofrezca la manera más segura para circular el

influjo fuera del pozo. Estos métodos son conocidos como: método del perforador, método

del ingeniero y método concurrente estos métodos han tenido buena aceptación en la

industria y actualmente han sido usado por casi todos los que operan en un campo.

http://www.monografias.com/trabajos/seguinfo/seguinfo.shtml

http://www.monografias.com/trabajos7/coad/coad.shtml#costo

http://www.monografias.com/trabajos16/objetivos-educacion/objetivos-educacion.shtml

http://www.monografias.com/trabajos37/codificacion/codificacion.shtml

http://www.monografias.com/trabajos35/materiales-construccion/materiales-construccion.shtml

http://www.monografias.com/trabajos14/propiedadmateriales/propiedadmateriales.shtml

http://www.monografias.com/trabajos13/diseprod/diseprod.shtml

http://www.monografias.com/Historia/index.shtml


PRESIÓN

Es como es una magnitud física que mide la fuerza por unidad de superficie,

entonces sirve para caracterizar como se aplica una determinada fuerza resultante sobre una

superficie. Esta se mide en una unidad derivada que se denomina pascal (Pa) la cual es

equivalente a una fuerza total de un newton actuando uniformemente en un metro cuadrado.

Esta magnitud relaciona la fuerza con la superficie sobre la que actúa, es decir,

equivale a la fuerza que actúa sobre la unidad de superficie. Cuando sobre una superficie

plana de área A se aplica una fuerza normal F de manera uniforme y perpendicularmente a

la superficie, la presión P viene dada por:

En un caso general donde la fuerza puede tener cualquier dirección y no estar

distribuida uniformemente en cada punto la presión se define como:

DENSIDAD DE FUERZA

La densidad de fuerza , en el seno de un fluido no-viscoso, o cualquier fluido en

reposo, es igual al gradiente de la presión:

Si hace referencia a la fuerza gravitacional, la densidad de la fuerza es el peso

específico. La anterior igualdad hace que podamos interpretar a la presión como una suerte

de energía potencial por unidad de volumen.

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


Presión relacionada con las formaciones

Presión hidrostática: Dado un fluido en equilibrio, donde todos sus puntos tienen

idénticos valores de temperatura y otras propiedades, el valor de la presión que ejerce el

peso del fluido sobre una superficie dada es:

PH (psi) = 0.052x MW (ppg) x TVD (ft)

PH (psi) = 1.42x MW (gr/cm3) x TVD (m)

Siendo p la presión hidrostática, r la densidad del fluido, g la aceleración de la

gravedad y h la altura de la superficie del fluido. Es decir, la presión hidrostática es

independiente del líquido, y sólo es función de la altura que se considere.

Por tanto, la diferencia de presión entre dos puntos A y B cualesquiera del fluido

viene dada por la expresión:

Presión de sobrecarga: La presión ejercida a d determinada profundidad, por el peso

acumulado de sedimentos superpuestos. Es por consecuencia de una función tanto de la

matriz de la roca como de fluido de poro.

S=Peso matriz rocosa + Peso fluido

Presión de formación: La presión ejercida por el flujo contenido en los espacios porosos

de las rocas. Por lo tanto es equivalente a la presión hidrostática del fluido de formación en

la región; la presión ejercida por la columna vertical del fluido(o fluidos) de la formación.

Normal: Es la presión generada por una columna de agua nativa del lugar, desde la

superficie hasta la prof. en estudio (si es 80,000 ppm de NaCl = 1.07 g/cc)


Anormal: La que se aparta de la tendencia normal baja o alta, siendo esta última la

de mayor frecuencia.

Presión de fractura: La presión máxima que puede soportar una formación sin que se

produzca la falla. El plano más débil de la formación es siempre horizontal.

PRESIONES DE BALANCEO DEL POZO

Presión Hidrostática de Lodo:

La presión ejercida por el peso de la columna vertical del fluido de perforación

estático o lodo.

Densidad Equivalente de Circulación:

A pesar de expresarse en términos de peso de lodo equivalente, es en realidad es un

aumento en la presión anular producido por la perdidas de presión de fricción que resultan

de la circulación del lodo.


Presión de Pistoneo:

Esta es una reducción en la presión anular producidas por la pérdida de presión de

fricción resultante del movimiento de lodos que se produce al retirar la sarta. S la presión

anular es menor a la presión de formación se producirá un influjo.

Presión de Surgencia:

Aumento en la presión anular debido a los incrementos de la presión de fricción

cuando se inserta la sarta de tubería en el pozo. Si la presión de surgencia excede a la

presión de fricción se puede producir un derrumbamiento de la formación.

ARREMETIDAS Y REVENTONES

Arremetida: Es un influjo de liquido de formación al pozo, el cual puede ser

controlado desde la superficie.

También la arremetida, puede definirse como el desbordamiento de fluidos (gas y/o

petróleo, agua: fresca o salada) de la formación hacia el hoyo, ocurre cuando la presión

ejercida por el fluido de perforación en el hoyo es menor que la presión que tienen algunas

de las formaciones perforadas o la formación que está siendo penetrada por la barrena.

Reventón: Es un flujo de los fluidos de la formación que no puede ser controlado

desde la superficie.

Reventón subterráneo: Un reventón subterráneo ocurre cuando se produce un flujo no

controlable de fluidos entre dos formaciones. En otras palabras una formación está

sufriendo una arremetida mientras que, al mismo tiempo, la otra pierde circulación.

Reventón de superficie: Se produce un reventón en la superficie cuando no puede es

posible cerrar el pozo para prevenir el flujo de fluidos en la superficie.

La diferencia es que la arremetida puede ser controlada desde la superficie,

mientras que el reventón tiene que ser controlado desde el pozo, para no dañar la

formación.


Las manifestaciones de la arremetida se captan en la superficie por el aumento de

volumen de fluido en el tanque y por el comportamiento simultáneo de las presiones en la

sarta y el espacio anular. La magnitud del volumen adicional de fluido descargado da idea

de la gravedad de la situación.

El reventón se convierte en un punto de drenaje sin control, cuya producción

durante días o meses ocasiona daños a la formación, con gran pérdida de fluidos y

abatimiento de la presión natural.

CAUSAS DE LAS ARREMETIDA

No mantener el pozo llene al recibir tubería

Al tirar la tubería al pozo es necesario bombear lodo al pozo para remplazar el

volumen del ace retirado. S i no se sigue con este procedimiento, el nivel de lodo el pozo

caerá lo que produciría un descenso en la presión hidrostática del lodo. Es muy importante

mantener el pozo lleno al retirarlos lastro barrenas de perforación debido a que contiene

mayor volumen de acero.

Reducción de la presión anular debido al pistoneo

Las fuerzas del movimiento del lodo al retirar la tubería reduce la presión anular y

esto resulta más crítico al momento de iniciar un viaje cuando está equilibrado gracias a la

hidrostática del lodo y cuando las presiones de pistoneo son mayores.


Perdida de circulación

Si se pierde el fluido de perforación a través de una formación esto puede

producción un descenso del nivel de lodo en el pozo y una reducción de la presión

hidrostática.

ROP excesivo al perforación en arenas gaseosas

Si se permite el ingreso de gas al espacio anular en grandes cantidades,

especialmente mientras este se eleva y empieza expandirse, se produciría una reducción en

la presión anular.

Formaciones subpresurizadas

Pueden ser propensas a la fractura y a la perdida de circulación, lo que llevaría a

una pérdida de la cabeza hidrostática en el anular.

Formaciones sobre presurizadas

Es natural que si la presión de la formación es superior a la presión anular, se

produciría una arremetida.

INDICADORES DE UNA ARREMATIDA DURANTE LA PERFORACION

Descanso gradual de la presión de bombeo

Podría ser asociado o relacionado a un incremento de la sarta de bombeo.

Caída de la presión de bombeo como resultado directo de ingreso de fluidos de

formación de baja densidad al pozo, lo que reduce la presión hidrostática del lodo en

general.

El descenso de la presión era más significativo por la presencia de gas y podría

empeorar debido a la expansión de los gases.

La caída de presión será más lenta y gradual al inicio, pero más tiempo tarde en

detectarse la arremetida, el descenso será exponencial.


Un incremento en los niveles del lodo en los tanques del sistema

Mientras que los fluidos de la formación ingresan a la boca del lodo, un volumen

equivalente de lodo será, necesariamente, desplazado del anular a la superficie, el cual será

adicional al volumen del lodo que circula y mostrara un incremento en el valor del flujo del

lodo.

En caso de experimental un influjo de gas, el desplazamiento del lodo se

incrementara de forma dramática mientras se produce la expansión del gas.

Mientras continúa el influjo...

Variaciones en la carga del gancho / peso en la broca

A pesar de no ser un indicador primario, estas señales pueden ser observadas

mientras se modifica el efecto de fracturación en la sarta.

Si el influjo llega a superficie....

Lodo contaminado especialmente lodo cortado con gas

Densidad del lodo reducida.

Cambio del contenido o concentración de cloruro (por lo general aumenta).

Respuesta del gas asociada al reventón.

Indicadores de presión como desmoronamientos, temperaturas del lodo elevado.

Siempre debe detectarse la arremetida antes que el influjo llegue a la superficie.

DETENCION TEMPRANA....REVISISON DEL FLUJO....CIERRE DEL POZO

SI FLUYE

INDICADORES DE UNA ARREMETIDA DURANTE UN VIAJE

Relleno insuficiente del fluido de perforación al pozo


A l retirar la tubería del pozo, el pozo no recibe el suficiente lodo de relleno parar

compensar el volumen de la tubería retirada. Esto indica que:

Una arremetida ha sido succionada de alguna formación a la boca del pozo, o que se

está perdiendo el lodo a través de la formación.

Un “viaje Húmedo”

En el cual el influjo y la presión bajo la sarta previenen que el lodo se escurra desde

la sarta mientras esta se retira.

Pistoneo

El pistoneo excesivo se puede identificar en el cambio en el volumen del tanque de

viaje al retirar distintas paredes de la tubería se podrá observar que el tanque de

viaje aumenta su volumen de lodo antes de que el nivel de lodo descienda al pozo

para el proceso de llenado.

Aumento del pozo

Un incremento continuo en el nivel del tanque de viaje muestra claramente que una

arremetida está sucediendo.

Ganancia de volumen de los tanques de lodo

De igual manera el lodo que sube a la superficie revela un reflujo.

El flujo también puede resultar de los fluidos de pistoneo que migran y se expanden

en el anulo. Este proceso por si mismo puede ser suficiente para reducir la

hidrostática hasta el punto de producir un influjo.

Relleno del pozo

Un relleno excesivo del pozo (en el fondo del pozo) luego de un viaje puede

representar derrumbes en un pozo sobre presurizado o inestable.

Broca apretada


Esto es más una advertencia que un indicador, una broca apretada es señal de estar

trabajando en un pozo apretado como resultado de altas presiones.

INDICADORES QUE ANTICIPAN UNA ARREMETIDA SIN TUBERÍA DENTRO DEL POZO

Se tienen dos indicadores : Aumento de volumen en los tanques y flujo sin bombeo.

CIERRE DE POZO

Una vez que se haya detectado una surgencia, el pozo debe ser controlado de

acuerdo a los procedimientos correctos. Los procedimientos de cierre requieren de sentido

común. Durante los momentos emocionantes o de emergencia, se debe existir mucho

control y disciplina en la plataforma del equipo. Las ejercitaciones los procedimientos

planificados y mucha supervisión son las claves para controlar un pozo con éxito. Una vez

que se haya detectado una surgencia el pozo debe ser cerrado lo más pronto posible.

Razones para cierre del pozo son:

Para proteger al personal y al equipo de perforación.

Para evitar el ingreso de fluido de la formación al pozo.

Para permitir que se determine las presiones de cierre.

Para proveer la oportunidad de organizar el procedimiento de controlar o ahogar el

pozo.

TIPOS DE PROCEDIMIENTOS DE CIERRE

Cierre Duro (Estrangulador Cerrado)

a. Abra la válvula de línea del conjunto bop.

b. Cierre el preventor de reventones designado.

c. Notifique al personal de la compañía operadora.


d. Lea y registre la presión de cierre en tubería de perforación (sidpp) y presión de

cierre en tubería de revestimiento (sicp) cada minuto.

Cierre Modificado (Estrangulador Cerrado)

a. Cierre de preventor de reventones designado.

b. Abra la válvula de línea del conjunto bop.




Cierre Blando (Estrangulador Abierto)

a. Abra la válvula de línea del conjunto bop.

b. Cierre el preventor de reventones designado.




PRUEBA DE INTEGRIDAD DE PRESIÓN

Son procedimientos operacionales de cierre del pozo y bombeo gradual del fluido

de perforación hasta que la formación comience a ceder.

http://ingenieria-de-petroleo.blogspot.com/2010/05/prueba-de-integridad-de-presion-pip-o.html


Procedimiento de pruebas de un pozo para determinar una representación de las

presiones del pozo a diferentes niveles seleccionados de un intervalo, que incluye una o

varias zonas de producción, caracterizado porque comprende las siguientes etapas: efectuar

medidas de gradiente de presión en el pozo, a lo largo del intervalo del pozo, efectuar al

menos una medida estacionaria de la presión local del pozo, a una profundidad de este

intervalo, y combinar las citadas medidas del gradiente de presión y al menos, la citada

medida estacionaria de presión local, para determinar el perfil de presión del pozo a lo largo

del intervalo.

GRADIENTE DE PRESION

Es la variación de la presión con respecto a la profundidad.

Grad = Presión / Prof.

Gradiente (psi/ft) = .052x MW (ppg) o bien Grad. = PH (psi)/ TVD

Si se toma en cuenta lo que la causa, una arremetida ocurre cuando la presión del

flujo de la formación excede a la presión hidrostática equilibrante en el espacio anular.

Esto puede causar un influjo en los fluidos en la formación del espacio anular., y por ende

ocurre una arremetida que debe ser controlada. Por lo tanto el control del pozo consiste, en

esencia, eliminar el influjo y restaurar el balance en el pozo, para que la presión anular sea

mayor, a la presión de la formación.

Durante es te proceso es de vital importancia asegurar que, mientras el pozo este

cerrado, la presión del espacio anular no llegue a fracturar la formación más débil en hueco

abierto. Si esto sucede durante una arremetida es porque ha sucede un reventón, lo cual se

considera el problema más difícil en resolver y peligrosos de todos los problemas que

surgen durante launa perforación, ya que se puede llegar incluso a la pérdida del taladro y

de su personal.


Por lo tanto para lograr el control de un pozo efectivo es muy importante tener un

buen entendimiento de las presiones de formación que intervienen y la presión anular que

actúa contra esta.

METODOS DEL CONTROL DE POZO

Método del Perforador:

Es una técnica utilizada para circular y sacar los fluidos de la formación del pozo,

independientemente si se controla el pozo o no. A menudo se usa para quitar la surgencia,

descomprimido durante un retorno (trepano a superficie). El método del perforador es

sencillo y directo. Es importante entender las técnicas y las ideas que se usan en este

método, porque otros métodos de control de pozos, incorporan muchos de sus principios.

En ciertos casos, sin embargo, el Método del Perforador puede causar presiones

algo más elevadas en la tubería de revestimiento respecto a otras técnicas además requiere

más tiempo para ahogar al pozo.

- Es ideal para aplicar durante las maniobras.

- Una vez que vuelve al fondo, la columna del fluido anular a la circula y se quita el

influjo.

- También se utiliza donde no se necesitan o no están disponibles los materiales para

incrementar el peso.

- Se usa para quitar amago de surgencia de gas, donde las altas tasas de migración

pueden causar problemas durante el pozo cerrado.

Método de Esperar y Pesar: Es una combinación de diferentes ventajas y desventajas

inherentes a los métodos de control de pozo manteniendo constante la presión de fondo

(BHP). El Método de Esperar y Pesar mata la surgencia en el tiempo más corto y mantiene

los rangos de presiones en el pozo y de la superficie más bajas que cualquier otro método.

Necesita de buenas instalaciones de mezclado para pesar el fluido, cuadrillas completas y


ayuda adicional de supervisión. En la mayoría de los equipos de perforación marino todo

esto está disponible, así como en las operaciones profundas o geopresurizadas en tierra.

Para algunas de las empresas este es el método que prefieren para controlar un pozo.

A continuación están los procedimientos para Esperar y Pesar:

- Se cierra el pozo después del amago.

- Se registran las presiones de la tubería de perforación (SIDPP) y la tubería de

revestimiento (SICP) estabilizadas.

- Se densifica el lodo hasta el peso calculado para el fluido de control.

- Cuando las piletas activas están densificadas, empieza la circulación.

- Se sigue una tabla de presión de circulación, versus el volumen del fluido bombeado

de control por el pozo.

Método Concurrente:

Al método concurrente que involucra pesar el fluido mientras se está en el proceso

de circulación y sacar el amago del pozo, también se le ha llamado método de circular y

pesar o método de incrementar peso lentamente; es un método primario para controlar pozo

con una presión de fondo constante.

Para ejecutar este método se requiere de hacer algo de contabilidad y cálculos,

mientras esta en el proceso de circular y sacar el amago del pozo, porque podrían haber

densidades diferentes e intervalos irregulares en la sarta. Dado que hay que hace algunos

cálculos muy rápidamente, a menudo el personal operativo ha optado por el método del

perforador o el método de esperar y pesar, rechazando el método concurrente porque es

demasiado complicado.

Algunos operadores requieren que los datos para el método concurrente se registren

cuando aun tienen la intención de usar el método perforador o el método de esperar y pesar.

De esta manera estando, los necesarios siempre disponibles se puede recurrir al método


concurrente en caso del problema de incrementar del fluido sin tener que cerrar y luego

volver a establecer la circulación.( Es durante el arranque y cierre que ocurran perdidas de

circulación o amagos secundarios).

EQUIPOS PARA EL CONTROL DE ARRENMETIDAS

1. Sistema de prevención de Arremetidas

Para prevenir una arremetida es necesario contar con un sistema para cerrar o sellar

el pozo que permita mantener bajo control el flujo de los fluidos de la formación. Esto se

logra a través de un sistema de prevención de arremetidas (BOP), un arreglo de

preventores, válvulas y bobinas clocados a la cabeza del pozo.

La distribución y el tamaño del sistema de preventores 8BOP) se determinan de

acuerdo con el tamaño del peligro esperado y la protección requerida, además del tipo y

tamaño de la tubería a utilizarse.

Los requerimientos para un sistema de arreglo de preventores son:

Debe existir la tubería de revestimiento suficiente para asegurar un anclaje firme

para el arreglo apilado de preventores.

Debe ser capaz de cerrar y sellar el pozo completamente, con o sin sarta en el pozo.

Debe contar con un procedimiento de cierre simple y rápido.

Debe contar con líneas contables para desfogar la presión.

Debe facilitar la circulación de fluidos tanto a través de la sarta como del anular.

2. Preventores y Arietes:


Se aplican estos nombres a varias empacaduras que pueden ser cerradas para sellar

la cabeza del pozo.

- Preventor Anular: Este sistema permite reducir la velocidad de la rotación y

movimiento vertical de la tubería mientras el pozo se encuentre sellado.

- Preventores de Arietes: Tienen un sello de caucho mas rígido que calza alrededor

de forma específica y pre diseñada.

Arietes de tuberías/ revest. En este caso el sello del caucho coincide, exactamente

con el diámetro específico de la tubería para que el anular se encuentre

completamente sellado cuando la tubería se dentro del pozo.

Es por esto que el arreglo de BOP se debe incluir arietes de tubería para cada

tamaño de tubería que ingrese en el pozo.

Arietes Ciego/ de Corte. Se utiliza arietes ciego o de corte para cerrar un anulo

abierto, es decir, cuando no hay tubería dentro del pozo.

Si hay tubería dentro del pozo, los arietes ciegos cortaran la tubería al cerrar

el pozo.

Preventor Anular Preventores de Arietes

3. Configuración de Apilamiento:


El preventor anular siempre ira posicionado sobre el apilamiento de los BOP.

La ubicación de los distintos arietes y líneas dependen del tipo de operaciones. A

continuación se detallan los beneficios desventajas que brindan el colocar ls arietes ciegos

o de cortes sobre o debajo de los arietes de tubería.

Arietes Ciegos Inferiores: Se puede cerrar el pozo con el fin de permitir la

reparación o reemplazo de otros arietes, es decir, funcionaria como una válvula

maestra.

La sarta no puede ser suspendida sobre los arietes de tubería.

Arietes Ciegos Superiores: La sarta puede ser suspendida en los arietes de tubería y

retirada y posteriormente se podrá cerrar el pozo con el ariete ciego.

4. Equipos Submarinos:

Paquete Submarino Elevable

5. Estrangulador Múltiple:

Se aplica presión de retorno luego de un influjo y cierre de pozo, para así lograr

balancearlo, combinando la ruta del flujo a través de la valvular ajustable (estranguladores

múltiples). Entonces, se puede controlar la fuga de fluidos y presión en forma segura.

Estrangulador Múltiple

GLOSARIO DE TERMINOS


Área o pera de perforación

Superficie de terreno no mayor a una hectárea en donde se ubica la plataforma de

perforación, las presas de lodo, el equipo de bombeo, el almacén de materiales y la zona

para maniobra de vehículos.

Área probada

Proyección en planta de una parte conocida del yacimiento correspondiente al

volumen probado.

Área probada desarrollada

Es la proyección en planta de la extensión drenada por los pozos de un yacimiento

en producción.

Área probada no desarrollada

Proyección en la planta de extensión drenada por pozos productores futuros en un

yacimiento y ubicados dentro de la reserva probada no desarrollada.

Basamento

Zócalo o base de una secuencia sedimentaria compuesta por rocas igneas o

metamóficas.

Baterías de separación

Conjunto de obras e instalaciones petroleras que tienen por objeto recolectar,

separar, medir y almacenar hidrocarburos que provengan de los pozos petroleros.

Bitumen

Producción de petróleo que existe en los yacimientos en una fase semisolida o

sólida. También contiene compuestos que no son hidrocarburos y tiene una viscosidad

mayor de 10,000 centipoises en condiciones de yacimiento.

Bombeo mecánico

Sistema artificial de producción en el que una bomba de fondo localizada en o cerca

del fondo del pozo, se conecta a una sarta de varillas de succión para elevar los fluidos de

este a la superficie.

Bombeo neumático


Sistema artificial de producción que se emplea para elevar el fluido de un pozo

mediante la inyección de gas a través de la tubería de producción, o del espacio anular de

ésta, y la tubería de revestimiento

Campo

Área geográfica bien delimitada donde se lleva a cabo la perforación de pozos

profundos para la explotación de yacimientos petrolíferos.

Columnas de producción

(SPAR Platform - SPAR) consiste en una columna vertical flotante de gran

diámetro donde se apoya una cubierta. Tiene fija una plataforma típica (con el equipo de

perforación y producción), cuenta con tres tipos de ductos (raisers) de producción,

perforación, y exportación, y un casco amarrado a un sistema catenario con tensores de seis

a veinte líneas ancladas en el lecho marino. El SPAR se utiliza actualmente en

profundidades del agua de hasta 900 metros, aunque la tecnología existente puede ampliar

su uso a profundidades tan grandes como 3000 metros.

Condensados

Hidrocarburos líquidos del gas natural que se recuperan en las instalaciones de

separación en los campos productores de gas asociado y no asociado. Incluyen

hidrocarburos líquidos recuperados de gasoductos, los cuales se forman por condensación

durante el transporte del gas natural.

Complejo

Serie de campos que comparten instalaciones superficiales de uso común.

Compresor

Es un equipo instalado en una línea de conducción de gas para incrementar la

presión y garantizar el flujo del fluido a través de la tubería.

Condiciones estándar


Son las cantidades a las que la presión y temperatura deberán ser referidas. Para el

sistema inglés son 14.73 libras por pulgada cuadrada para la presión y 60 grados Farenheit

para la temperatura.

Cracking

Procedimientos de calor y presión que transforman a los hidrocarburos de alto peso

molecular y punto de ebullición elevado en hidrocarburos de menor peso molecular y punto

de ebullición

Criogenia

Es el estudio, producción y utilización de temperaturas bajas.

Cuenca

Receptáculo donde se deposita una columna sedimentaria, y que comparte en varios

niveles estratigráficos una historia tectónica común.

Delimitación

Actividad de exploración que incrementa, o decrementa, reservas por medio de la

perforación de pozos delimitadores.

Densidad

Propiedad intensiva de la materia que relaciona la masa de una sustancia y su

volumen a través del cociente entre estas dos cantidades. Se expresa en gramos por

centímetro cúbico, o en libras por galón.

Densidad API

Es la medida de la densidad de los productos líquidos del petróleo, derivado de la

densidad relativa de acuerdo con la siguiente ecuación: Densidad API =(141.5/ densidad

relativa) - 131.5. La densidad API se expresa en grados; la densidad relativa 1.0 es

equivalente a 10 grados API.

Desarrollo


Actividad que incrementa, o decrementa, reservas por medio de la perforación de

pozos de explotación.

Descubrimiento

Incorporación de reservas atribuible a la perforación de pozos exploratorios que

prueban formaciones productoras de hidrocarburos.

Dómica

Estructura geológica que presenta una forma, o relieve, de forma semiesférica.

(Drill Stem Test) Prueba de formación

Método convencional de prueba de la formación.

Estaciones de bombeo

Estaciones en las que se aumenta la presión en los ductos, a fin de que el producto

fluya hasta alcanzar su destino final en forma homogénea.

Endulzadora:

Planta industrial cuyo objetivo es proporcionar un tratamiento que se aplica a las

mezclas gaseosas y a las fracciones ligeras del petróleo para eliminar los compuestos de

azufre indeseables o corrosivos, y para mejorar su color, olor y estabilidad.

EspaciamientoDistancia óptima entre los pozos productores de hidrocarburos de un

campo o un yacimiento.

Evaporitas

Rocas sedimentarias compuestas principalmente por sal, anhidrita o yeso, resultado

de la evaporación en zonas cercanas a la costa.

Espesor neto (hn)

Resulta de restar al espesor total las porciones que no tienen posibilidades de

producir hidrocarburos.

Espesor total (h)

Espesor desde la cima de la formación de interés hasta un límite vertical

determinado por un nivel de agua o por un cambio de formación

Factor de compresibilidad del gas (Z)


Relación que existe entre el volumen de un gas real y el volumen de un gas ideal. Es

una cantidad adimensional que varía usualmente entre 0.7 y 1.2.

Factor de encogimiento por eficiencia en el manejo (feem)

Es la fracción de gas natural que resulta de considerar el autoconsumo y falta de

capacidad en el manejo de éste. Se obtiene de la estadística del manejo del gas del último

periodo en el área correspondiente al campo en estudio.

Factor de encogimiento por impurezas (fe¡)

Es la fracción que resulta de considerar las impurezas de gases no hidrocarburos

(compuestos de azufre, bióxido de carbono, nitrógeno, etc.) que contiene el gas amargo. Se

obtiene de la estadística de operación del último periodo anual del centro procesador de gas

(CPG) donde se procesa la producción del campo analizado.

Factor de encogimiento por impurezas y licuables en planta (feilp)

Es la fracción obtenida al considerar las impurezas de gases no hidrocarburos (compuestos

de azufre, bióxido de carbono, nitrógeno, etc.) que contiene elgas amargo así como el

encogimiento por la generación de líquidos de planta en el centro procesador de gas.

Factor de encogimiento por licuables en el transporte(felt)

Es la fracción que resulta de considerar a los licuables obtenidos en el transporte a plantas

de procesamiento. Se obtiene de la estadística del manejo del gas del último periodo anual

del área correspondiente al campo en estudio.

Factor de encogimiento por licuables en plantas (felp)

Es la fracción que resulta de considerar a los licuables obtenidos en las plantas de proceso.

Se obtiene de la estadística de operación del último periodo anual del centro procesador de

gas(CPG) donde se procesa la producción del campo en estudio.

Factor de equivalencia del gas seco a líquido (fegsl)


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.

Factor de recuperación (fr)

Es la relación existente entre el volumen original de aceite, o gas, a condiciones

atmosféricas y la reserva original de un yacimiento.

Factor de recuperación de condensados (frc)

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.

Falla inversa

Es el resultado de las fuerzas de compresión, en donde uno de los bloques es

desplazado hacia arriba de la horizontal. Su ángulo es de cero a 90 grados y se reconoce por

la repetición de la columna estratigráfica.

Falla normal

Es el resultado del desplazamiento de uno de los bloques hacia abajo con respecto a

la horizontal Su ángulo es generalmente entre 25 y 60 grados y se reconoce por la ausencia

de una parte de columna estratigráfica.

Falla

Superficie de ruptura de las capas geológicas a lo largo de la cual ha habido

movimiento diferencial.

Gas no asociado

Es un gas natural que se encuentra en yacimientos que no contienen aceite crudo a

las condiciones de presión y temperatura originales.

Gas seco


Gas natural que contiene cantidades menores de hidrocarburos más pesados que el

metano El gas seco también se obtiene de las plantas de proceso

Gas asociado Gas natural que se encuentra en contacto y/o disuelto en el aceite crudo del

yacimiento. Este puede ser clasificado como gas de casquete (libre) o gas en solución

(disuelto).

Gas asociado libre

Es el gas natural que sobreyace y está en contacto con el aceite crudo en el

yacimiento. Puede corresponder al gas del casquete.

Gas asociado en solución o disuelto

Gas natural disuelto en el aceite crudo del yacimiento, bajo las condiciones de presión y de

temperatura que prevalecen en él.

Gas húmedo

Mezcla de hidrocarburos que se obtiene del proceso del gas natural del cual le

fueron eliminadas las impurezas o compuestos que no son hidrocarburos, y cuyo contenido

de componentes más pesados que el metano es en cantidades tales que permite su proceso

comercial.

Gas natural

Mezcla de hidrocarburos que existe en los yacimientos en fase gaseosa, o en

solución en el aceite, y que a condiciones atmosféricas permanece en fase gaseosa. Este

puede incluir algunas impurezas o substancias que no son hidrocarburos (ácido sulfhídrico,

nitrógeno o dióxido de carbono).

Gas seco equivalente a líquido (GSEL)

Volumen de aceite crudo que por su poder calorífico equivale al volumen del gas

seco.

Graben

Fosa o depresión formada por procesos tectónicos, limitada por fallas de tipo

normal.

Horst


Bloque de la corteza terrestre que se ha levantado entre dos fallas; lo contrario de un

graben.

Kerógeno

Materia orgánica insoluble dispersa en las rocas sedimentarias que producen

hidrocarburos cuando se somete a un proceso de destilación.

Límite convencional

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.

Planta de recibo almacenamiento y distribución

Conjunto de instalaciones y unidades que almacenan hidrocarburos o productos

derivados del petróleo que se reciben por cualquier sistema de transporte, para

posteriormente llevar a cabo su distribución.

Plataforma con Piernas Tensionadas (Tension Leg Platform - TLP)

Consiste en una estructura flotante sujeta por tensores verticales, los cuales están

conectados y cimentados al lecho marino por pilotes asegurados a éste. Los tensores prevén

una amplia gama de movimiento vertical limitado en diferentes profundidades del mar. Los

TLP más grandes se han desplegado con éxito en las profundidades del agua que se acercan

a los 1,400 metros.

Refinería

Conjunto de instalaciones petroleras destinadas al procesamiento del petróleo crudo

a través de diversos métodos de refinación, a fin de obtener productos petrolíferos, tales

como gasolinas, diesel, lubricantes y grasas, entre otros.

Reservas petroleras

Volumen de hidrocarburos y sustancias asociadas, localizado en las rocas del subsuelo, que

pueden ser recuperables económicamente con métodos y sistemas de explotación aplicables

a condiciones atmosféricas y bajo regulaciones.

Reservas posibles


Reservas que, con base en datos ingeniero-geológicos, tienen una baja probabilidad

(10%) de ser comercialmente recuperables.

Reservas que están basadas en interpretaciones geológicas y que pueden existir en

áreas adyacentes a las áreas clasificadas como probables.

Reservas probadas

Volúmenes de hidrocarburos y sustancias asociadas, evaluadas a condiciones

atmosféricas, las cuales por análisis de datos ingeniero - geológicos se estima, con

razonable certidumbre, que serán comercialmente recuperables, con base en datos de

yacimientos conocidos y bajo condiciones actuales económicas, métodos operacionales y

regulaciones gubernamentales.

El establecimiento de las condiciones económicas actuales incluye promedios de precios y

costos históricos en un período de tiempo consistente con el proyecto.

Reservas probables

Reservas no probadas que, con base en los análisis de datos ingeniero-geológicos,

tienen una alta probabilidad (por lo menos 50%) de que el volumen de hidrocarburos

localizado en el yacimiento sea recuperable.

Reservas en formaciones geológicas que parecen ser productoras con base en registros

geofísicos, pero carecen de datos de núcleos o pruebas definitivas, y no son análogas a

formaciones geológicas probadas en el campo. Estas reservas pueden ser clasificadas como

probadas mediante la perforación de pozos.

Sistema de Producción Flotante (Floating Production System - FPS)

Consiste de una unidad semisumergible la cual cuenta con equipo de perforación y

producción. Se ancla en el lugar con cables y cadenas, o puede ser colocada con

posicionadores dinámicos usando anclajes que rotan. La producción de los pozos

submarinos se transporta a la cubierta superficial a través de ductos verticales (risers)

diseñados para soportar el movimiento de la plataforma. El FPS se puede utilizar en una

gama de las profundidades del agua a partir de 180 a 3,000 metros.

Sistema Flotante de Producción, Almacenamiento y Descarga


Floating Production, Storage & Offloading System - FPSO) consiste de un gran

buque tanque petrolero anclado al fondo marino. Un FPSO se diseña para procesar y

almacenar la producción de pozos submarinos cercanos y para descargar periódicamente el

aceite almacenado a buques menores, los cuales transportan el aceite a instalaciones para su

transformación posterior. Un FPSO puede satisfacer las necesidades de exploración y

explotación de campos marginales económicos situados en las áreas profundas alejadas

donde no existe una infraestructura de tubería.

Sistema Submarino (Subsea System - SS)

Es un sistema de producción submarino que se extiende desde los pozos productores

hasta las instalaciones de producción marinas (plataformas, FPS y TLP), también puede

interconectar múltiples pozos productores a través de un sistema de recolección de ductos

marinos. Estos sistemas se utilizan actualmente en profundidades mayores de 1,500 metros.

Taponamiento de pozos

Acción de aislar de manera temporal o definitiva las formaciones geológicas

atravesadas en la perforación que contengan aceite o gas, de tal forma que se eviten

invasiones o manifestaciones de hidrocarburos en la superficie.

Técnica de recuperación

Actualmente, en la explotación de campos se aplica el sistema de bombeo

neumático continuo, que consiste en inyectar gas a alta presión a través del espacio anular

entre las tuberías de revestimiento y producción, en cada uno de los pozos, haciéndolo

pasar a la tubería de producción mediante las válvulas subsuperficiales de bombeo

neumático para incrementar el volumen de hidrocarburos hacia la superficie.

Terminal de almacenamiento

Unidad que se instala con la finalidad de almacenar hidrocarburos o productos

derivados del petróleo que procedan directamente de una tubería de transporte para

posteriormente ser conducidos por otro medio a centros de proceso o distribución.

Tubería de descarga


Tubería mediante la cual se transportan los hidrocarburos desde el cabezal del pozo

hasta el cabezal de recolección de la batería de separación, a la planta de tratamiento o a los

tanques de almacenamiento.

Tuberías de productos

Tuberías que transportan los fluidos procesados de las refinerías o plantas de

tratamiento a las plantas de almacenamiento y distribución de productos, o a cualquier

planta de proceso. Se designan adicionando al nombre del producto el sufijo ducto, como

gasolinoducto, combustoleoducto, amonioducto.

metodos para el control de pozos

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