• Author / Uploaded
• luis suarez

• Categories
• Petróleo
• Fuerza
• Depósito de petróleo
• Presión
• Gases

Citation preview

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.

UNEFA 2014

PERFORACION AVANZADA

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.

UNEFA 2014

PERFORACION AVANZADA

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 S  (1   )  r gD   f gD

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)

UNEFA 2014

PERFORACION AVANZADA

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.

UNEFA 2014

PERFORACION AVANZADA

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.

UNEFA 2014

PERFORACION AVANZADA

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.

UNEFA 2014 

PERFORACION AVANZADA

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.

UNEFA 2014

PERFORACION AVANZADA

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

UNEFA 2014

PERFORACION AVANZADA

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

UNEFA 2014

PERFORACION AVANZADA

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)

UNEFA 2014

PERFORACION AVANZADA

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. 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 Blando (Estrangulador Abierto) 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.

UNEFA 2014

PERFORACION AVANZADA

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. 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

UNEFA 2014

PERFORACION AVANZADA

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

UNEFA 2014

PERFORACION AVANZADA

(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.

UNEFA 2014

PERFORACION AVANZADA

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.

UNEFA 2014

PERFORACION AVANZADA

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

UNEFA 2014

PERFORACION AVANZADA

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

UNEFA 2014

PERFORACION AVANZADA

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

UNEFA 2014

PERFORACION AVANZADA

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.

UNEFA 2014

PERFORACION AVANZADA

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.

UNEFA 2014

PERFORACION AVANZADA

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)

UNEFA 2014

PERFORACION AVANZADA

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.

UNEFA 2014

PERFORACION AVANZADA

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

UNEFA 2014

PERFORACION AVANZADA

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.

UNEFA 2014

PERFORACION AVANZADA

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.

UNEFA 2014

PERFORACION AVANZADA

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)

UNEFA 2014

PERFORACION AVANZADA

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

UNEFA 2014

PERFORACION AVANZADA

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.