Yacimientos de Petróleo

Cuando los proyectos de inyección de gas se destinaban a la conservación y o almacenaje, no obstante inducir la extracción adicional de petróleo, el proceso no le asignaba valor al gas porque se utilizaba temporalmente para ser producido después. Sin embargo, al comenzar a escasear las fuentes de gas y también el agua, fue necesario asignar el valor intrínseco a estos elementos de inyección. A medida que progresó la selección y diversificación de otros fluidos de inyección, tales como polímeros, soluciones de surfactantes, vapor de agua y solventes, se hizo muy importante el costo de adquisición, empleo y manejo de cada elemento.

El tratamiento del fluido de inyección implica costos. Por ejemplo, el gas puede requerir extracción de líquidos, secado o endulzamiento. el agua generalmente requiere estracción de sólidos, reducción del contenido de sales que al preciparse dañarian la formación, o también purificación para evitar crecimiento de bacterias.

Esta es una consideración que puede ser importante en casos específicos. Al equipar los pozos productores hay que considerar que éstos deben manejar volúmenes adicionales de fluidos inyectados al irrumpir el frente en cada pozo. Dicho frente puede ser degas, agua, polimeros, emulsiones u otras sustancias que pueden tener influencia en el equipo de levantamiento artificial instalado en los pozos productores.

Los costos y la disponibilidad del equipo requerido plantean consideraciones y circunstancias que merecen mucha atención. En primer término, tratándose de inyección de gas y o agua, la procedencia y el volumen de gas y o agua requeridos deben quedar satisfactoriamente determinados. El manejo del gas es costoso, habida cuenta de que hay que recolectarlo, acondicionarlo, comprimirlo e inyectarlo. La compresión del gas puede ser un proceso muy costoso. En el caso de inyección de agua, los costos pueden ser menores, pero en ciertos aspectos el tratamiento y el manejo de todo el ciclo de grandes volúmenes de agua requiere elevadas erogaciones.

La inyección de fluidos conlleva manejar grandes volúmenes de producción, una vez que en los pozos productores irrumpe el caudal de fluidos inyectados. Por tanto, es muy importante planificar adecuadamente la capacidad volumétrica de las instalaciones de superficie. Por ejemplo, la inyección de agua requiere posteriormente el manejo de una alta producción de agua y la deshidratación de crudo. Ambas operaciónes demandan instalaciones de superficie con capacidad suficiente para que el proceso sea eficiente.

La relación fluido a inyectarse/roca recipiente deberá considerarse cuidadosamente respecto a la inyectividad en los pozos que reciben los fluidos. Es evidente que pueden surgir problemas de incompatibilidad y o precipitación de sólidos que promuevan reducción de permeabilidad y la consiguiente reducción de la tasa de inyección a las presiones de trabajo aplicadas. Son frecuentes los casos de hidratación de lutitas, formación de emulsiones y presencia de otras inconveniencias.

Este factor debe considerarce de acuerdo a los fluidos que se esten evaluando. En tal sentido se debe considerar la distribucion del tamaño de los poros, además de las caracteristicas de humectabilidad de la roca recipiente con respecto al fluido inyectado.

Aunado a la selección del fluido de inyección, deben tomarse muy en cuenta las caracteristicas y variaciones especificas de las rocas del yacimiento ya que el mejor barrido posible depende de la relación de movilidad de los fluidos, de la segregación por gravedad, del buzamiento, del espaciamiento y de la disponibilidad de los pozos inyectores.

Es muy importante la disponibilidad y asequibilidad del fluido deseado para inyectar. Además de sus caracteristicas y propiedades, son importantes los volúmenes deseados, y los aspectos de costos, gastos e inversiones. Tratandose del gas, a veces escasea e igual puede suceder con el agua que se necesita.

Es indiferente que un yacimiento se le inyecte gas, agua, gas-agua u otro fluido, siempre y cuando ello se haga utilizando los volumenes requeridos para lograr la tasa neta de vaciamiento deseada. Sin embargo, lo dicho es una verdad a medias porque para seleccionar finalmente el o los fluidos que van a ser inyectados y tambien una vez elegida la magnitud de la presión que se debe mantener, hay que tomar en consideración los siguientes factores: Disponibilidad Eficiencia del barrido Eficiencia del desplazamiento Caracteristicas de inyectividad de los fluidos Instalaciones de superficie Costos y disponibilidad del equipo de inyección Compatibilidad entre el fluido inyectado y el equipo de producción Costos de tratamiento del fluido de inyección Costo intrínsico del fluido de inyección

Antiespumantes : Ayudan a reducir el entrampamiento del aire durante la preparación de la lechada.Ejemplo: Éteres de poliglicoles y Siliconas.

Controladores de Filtrado:Aditivos que controlan la pérdida de la fase a causas del sistema cementante frente a una formación permeable.Previenen la deshidratación prematura de la lechada de cemento. Ejemplo: Polímeros orgánicos reductores de fricción.

Densificantes: Aditivos que aumentan la densidad del cemento por unidad de volumen del material fraguado, con el fin de aumentar la presión hidrostática.

Retardadores: Hacen que el tiempo de fraguado y de desarrollo de resistencia a la compresión sean mas lentos. Ejemplo:lignitos, Lignosulfato de Calcio, Ácido Hidroxicarboxílicos. etc..

Aceleradores: Se usan en pozos donde la profundidad y la temperatura son bajas. Para obtener tiempos de eapesamiento cortos y buena resistencia a la compresión en corto tiempo. Ejmplos: Cloruro de Calcio, Cloruro de Sodio etc.

Es una caracteristica de un sistema sólido-líquido manifestada por la tendencia del liquido en contacto con el sólido al levantarse o caer arriba o abajo del nivel del liquido circundante; este fenómeno se puede observar en un tubo de diametrointerno pequeño (tubo capilar).

Aceite mineral altamente refinado, esencialmente sin color, olor ni gusto. Los aceites blancos tienen un alto grado de estabilidad quimica. Tienen muchas aplicaciones industriales (incluidas la manufactura textil, química y de plásticos), donde su buen olor, las propiedades no colorantes e inercia química son altamente deseadas.

Fenómeno observado entre los lubricantes para engranajes y las grasas cuando se espesan debido al tiempo frio u otra causas, hasta tal punto q se forma un surco a través de el cual la pieza a ser lubricada se mueve sin tener contacto con el lubricante.

Entre los factores que modifican estan los siguientes: 1)Fuerzas de gravedad: la segregación por gravedad ocurren cuando las diferencias de densidad entre el fluido desplazante y desplazado son lo suficientemente grandes para inducir una componente vertical en el flujo del fluido, aun cuando la principal dirección de flujo sea un plano horizontal; por ello, cuando se inyecta un fluido mas denso que el petróleo como es el caso del agua, ésta tiende a moverse preferencialmente en la base de las formaciones. 2)Efecto de la tasa de flujo: la eficiencia de barrido volumétrico está influenciada por las fuerzas viscosas, capilares y gravitacionales. Las primeras resultan del gradiente de presión y por lo tanto, son proporcionales a la tasa de flujo. En una roca preferencialmente mojada por agua, las fuerzas capilares producen imbibición en los poros mas pequeños o estratos menos permeables dentro del yacimiento. En rocas preferencialmente mojadas con petróleo, las fuerzas capilares petróleo-a

Se define como la fracción del volumen total de yacimiento ( o del arreglo) que es invadido o entra en contacto con el fluido desplazante, es decir, el cociente entre el volumen invadido y el volumen total del yacimiento. Esta eficiencia se calcula a partir de la cobertura con la cual ocurre la invasión vertical (debido fundamentalmente a la estratificación) y de la cobertura areal (debido básicamente al arreglo y espaciamiento de los pozos). Así se tiene entonces: Ev=volumen invadido/volumen total invadible

Entre los factores más importantes estan: 1)Geometría de los pozos de inyección y producción: se refiere a la configuracion areal existente entre los pozos productores y los inyectores. 2)Razón de movilidad: En general, la eficiencia areal disminuye cuando la razón de movilidad aumenta. 3)Volumen de fluidos inyectados: la eficiencia areal aumenta con el volumen de fluidos inyectados y, por lo tanto, con el tiempo. Así, se habla de eficiencia areal en el momento de la ruptura y de la eficiencia areal después de la ruptura, relacionándola con determinado volumen de fluidos inyectados.

La eficiencia del barrido areal, Ea, se define como la fración del area horizontal del yacimiento donde ha ocurrido el proceso de recuperación secundaria. Es decir: Ea=área horizontal invadida/área horizontal total invadible La eficiencia del barrido areal se relaciona con factores que se dan en la naturaleza, y por lo tanto, son incontrolables; entre ellos: las propiedades de las rocas (porosidad, permeabilidad, conductividad, otros) y las propiedades del sistema roca fluidos (ángulo de contacto, permeabilidades relativas, presiones capilares, otros), las cuales tienen una influencia directa sobre el volumen de roca invadida por el fluido inyectado, así como también sobre la dirección y velocidad del movimiento de los fluidos.

Los factores que más influyen en la selección del tipo de arreglo son: 1) La forma original en que ha sido producido el yacimiento. 2) La permeabilidad del yacimiento. 3) La viscosidad de los fluidos. 4) La razón de movilidad- 5) La razón pozos inyectores/ productores. 6) La estructura del yacimiento. 7) Las características geológicas del yacimiento.

Muchos de los campos viejos que luego han sido sometidos a invasión para la recuperación secundaria, se desarrollaron inicialmente mediante un espaciado irregular de los pozos, pero una mejor compresión del comportamiento de los yacimientos ha traido como consecuencia el uso de arreglos y espaciados uniformes en los pozos perfotrados durante el desarrollo del yacimiento. Esto significa que en el momento de planificar el proceso de recuperación secundaria, el campo estará desarrollado sobre la base de un arreglo regular donde los pozos inyectores y productores forman figuras geométricas conocidas y muy variadas.

1) No existen grandes fuerzas que tiendan a mantener el petróleo en los espacios porosos. 2) No existen grandes fuerzas que succionen el agiua hacia los espacios porosos. 3) Las fuerzas capilares no son dominantes. 4) El petróleo residual observado es en general menor que para sistemas mojados por agua o por petróleo; esto se explica porque existen un mejor balance entre las fuerzas capilares y las viscosas y, por tanto, el petróleo se produce facilmente.

Este es un indicador que mide la resistencia interna del petróleo para fluir, la característica fundamental es que este mide la resistencia de crudos sin gas en solución. Este se mide a determinadas condiciones de presión y temperatura, expresándola en cps.

Este es la relación que existe entre el volumen que ocupa el agua a condiciones determinadas de presión y temperatura con respecto al volumen que ocupa el agua más su gas en solución acondiciones normales. Este factor depende de la temperatura, la presión, y salinidad del agua. Se escribe comúnmente como Bw.

Este es la razón del volumen de petróleo a condiciones de superficie, generalmente en el tanque, y el volumen de hidrocarburos a condiciones de presión y temperatura de yacimiento. Se calcula este tipo de factor debido a que el petróleo cuando se encuentra a presiones superiores a la presión de burbujeo no libera gas pero tiende a expandirse y aumentar su volumen, pero cuando se encuentra en superficie, con una menor presión, este tiende a producir gas y a no incrementar su volumen.

Esta es la relación que representa el volumen de gas que puede disolverse en el agua a determinadas condiciones de presión y temperatura. Generalmente es definida como Rsw y esta es igual al número de pies cúbicos normales de gas entre un barril normal de agua, es decir, Rsw (PCN/BN).

Es el documento de carácter oficial que deben emitir las empresas operadoras calificadas por el Ministerio de Energía y Petróleo, que incluye las estadísticas totales de las reservas probadas, probables y posibles de las áreas donde ellas operen. Este informe debe ser entregado al Ministerio de Energía y Petróleo, durante el mes siguiente después del cierre del ejercicio fiscal, generalmente es antes del 31 de enero de cada año.

Este es un mapa de carácter oficial que se incluye en el informe anual de reservas, que esta conformado por un mapa isópaco-estructural que representa el tope de la arena petrolífera. Además, en este se debe señalar los límites de las zonas probadas y prospectivas y toda la información necesaria para una óptima interpretación del modelo geológico, donde se soporte el cálculo de las reservas de hidrocarburos.

Este consiste en la utilización de métodos matemáticos numéricos que establecen analogías del comportamiento real del medio poroso y movimiento de los fluidos en el yacimiento durante su producción. Mediante este tipo de análisis se realiza un determinado número de subdivisiones del yacimiento, con la finalidad de obtener así una mejor predicción de su comportamiento.

Se consideran así todos aquellos volúmenes de hidrocarburos que se estiman que se pudieran recuperar del yacimiento una vez incorporado un sistema de levantamiento artificial, donde se le suministre energía al yacimiento que restituya el diferencial de presión óptimo para mantener una apropiada tasa de producción, entre los métodos que le suministran energía al sistema están: la inyección de vapor, y de agua.

Vulcanización (Vulcanization) El encadenamiento cruzado de cadenas de polímeros con azufre para mejorar las características de materiales elásticas

Espacio anular: Espacio entre dos círculos. En el caso de un pozo , es el espacio entre dos tuberías o entre una tubería y la pared del hueco

Hueco desnudo: Es el hueco perforado por la mecha en su condición original sin tubería revestidora

Hueco entubado: Es el hueco perforado por la mecha en el cual se ha colocado tubería revestidora.

Reventón (Blowout) El escape sin control de aceite, gas o agua de un pozo debido a la liberación de presión en un yacimiento o a la falla de los sistemas de contención. www.zonagratuita.com

"Desintegración (Cracking) El proceso de rompimiento de moléculas grandes de aceite en otras más pequeñas. Cuando este proceso se alcanza por la aplicación de calor únicamente, se conoce como desintegración térmica. Si se utiliza un catalizador se conoce como desintegración catalítica; si se realiza en una atmósfera de hidrógeno se conoce como un proceso de hidrodesintegración." www.zonagratuita.com

Casquete de gas (Gas cap) "En un campo que contiene gas y aceite, parte del gas se almacenará a menudo en la parte superior del yacimiento en un depósito único conocido como casquete de gas." www.zonagratuita.com

Acidificación (Acidizing) "La técnica de bombear una forma de ácido hidroclorhídrico dentro del pozo para agrandar el espacio de los poros en las rocas que contienen aceite, en esta forma se incrementa el flujo de aceite y su recuperación." www.zonagratuita.com

Estas son gomas sistéticas que poseen propiedades viscoelásticas que son sometidas a cierto grado de deformación cíclica o absorción de cargas en la producción de crudos generalmente mediados. Este es uno de los elementos de las bombas de cavidades progresivas, que funcionan conjuntamente con el estator y rotor. www.monografías.com

Este es un indicador de la disminución de la producción y de la efectividad de los métodos utilizados en la producción de crudos, cuyas causas radican generalmente por arenamiento, daño a la formación, producción de asfaltenos, producción de arenas, incremento de la producción de gas.

Indudablemente, es el término utilizado para indicar que a medida que se produce y se agotan los recursos del yacimiento, este disminuirá el aporte de energía que mantenía inicialmente, por lo que la tasa de producción decaerá en el tiempo por la disminución de la presión o el decaimiento de la permeabilidad de la roca.

Consiste en un conjunto de análisis realizado sobre las características cuantitativas de las propiedades físicas de las rocas y de los fluidos, tales como: la porosidad, permeabilidad, saturación; con la finalidad de estimar la potencialidad de producción de pozos. Además, considera el volumen de la roca porosa, para lo cual hay que conocer el espesor promedio y el área del yacimiento. Por lo que, podría asumirse que tiene como objetivos: 1. Identificar zonas prospectivas. 2. Determinar espesores. 3. Calcular la porosidad. 4. Distribución de fluidos. 5. Calcular el volumen de hidrocarburos.

Debido a que el proceso de sedimentación presenta variedades ocasionado por la existencia de diversos ambientes y rocas sedimentarias, por la presencia de trampas estructurales y estratigráficas se pudiera conseguir innumerables intercalaciones de capas de rocas, tal como areniscas y lutitas. Por tal motivo, una vez realizado la corrida de un perfil sónico en un pozo dado se implementa una corrección de la porosidad aparente obtenida, que será aumentada en una cantidad proporcional a la fracción del volumen que ocupa la arcilla, debido a que esta aumenta el tiempo de tránsito de la onda a través de la formación. φS= φSSC-( Vsh. φsh) D onde: φS : Porosidad del registro sónico corregida (fracción). φSSC : Porosidad del registro sónico sin corregir (fracción). Vsh: Volumen de arcilla (fracción). φsh : Porosidad de la arcilla leída en el registro sónico (fracción).

Este es un método de prueba de carácter petrofísico que consiste en la emisión de neutrones de alta energía, colocados en una sonda que se inserta en el pozo en la profundidad deseada para el estudio, con la finalidad de que mida la cantidad de hidrógeno presente en la formación. El petróleo generalmente posee unos índices de hidrógeno cercanos al agua, en cambio los gases tienen un valor de concentración de hidrógeno inferior a los líquidos. Se utiliza para conocer la presencia de fluidos y para identificar el contacto gas-petróleo.

Este representa el volumen de líquido que pueden obtenerse por cada mil pies cúbicos normales de gas natural, expresando generalmente la riqueza del gas y la cantidad de compuestos tales como: propano, butano y demás componentes pesados, que en la práctica son los que pueden obtenerse como líquidos. Este factor es determinado con la densidad del líquido y peso molecular de cada componente puro. Además, en el cálculo del GPM debe conocerse el número de pies cúbicos normales de un componente dado en estado gaseoso. GPM = Yi*1000/(Pcn/Galón Liquido).

Este es un procedimiento de producción de crudo, donde se inyecta un diluente por gravedad, o por una tubería delgada hasta la profundidad deseada por el espacio anular existente entre la tubería de producción y el revestidor, que tiene como finalidad la disminución de la viscosidad del crudo antes de que tenga contacto con la sarta de cabillas, y así aumentar la eficiencia del sistema y mejorar el desplazamiento del crudo. Generalmente, todas las completaciones poseen características comunes, pero la presión de inyección del diluente por el anular proporcionará completaciones diferentes. PDVSA,CIED.” Diseño de Instalaciones de Levantamiento artificial por Bombeo Mecánico”.1era Edición. (2002).

Este es un separador de gas que funcionalmente es similar a las anclas de gas de niple perforado, donde se realizan perforaciones laterales en la tubería de producción con longitudes entre 1 y 4 pulgadas y con diámetros inferiores a 1 pulgada, la diferencia esencial de este método está en que la tubería de producción es provista de copas metálicas insertadas por debajo de las aberturas realizadas. PDVSA,CIED.” Diseño de Instalaciones de Levantamiento artificial por Bombeo Mecánico”.1era Edición. (2002).

Este es un método que tiene la finalidad de separar inicialmente el gas en la tubería de producción, donde se realizan aberturas o perforaciones en las paredes de la misma con longitudes que varían entre 2 y 4 pulgadas con diámetros pequeños cercanos a 0,5 pulgadas, luego, el gas por ser menos denso que el petróleo se desplazará entre la tubería de producción y el revestidor y el petróleo será succionado por la bomba de subsuelo hasta la superficie. PDVSA,CIED.” Diseño de Instalaciones de Levantamiento artificial por Bombeo Mecánico”.1era Edición. (2002).

Son métodos de producción que basan su funcionamiento en la separación de fluidos al considerar las densidades de las fases presentes en la producción de petróleo, donde se promueve una variación en el flujo vertical, donde la fase menos densa tiende a ascender más rápidamente por donde se presenta el mayor diferencial de presión, que será generalmente por el espacio anular de la tubería y la fase más densa, tal como lo es el petróleo, ascenderá por dentro de la tubería de producción. PDVSA,CIED.” Diseño de Instalaciones de Levantamiento artificial por Bombeo Mecánico”.1era Edición. (2002).

Esta es una relación que representa el caudal real del fluido bombeado y la capacidad teórica de bombeo o de succión de la bomba, donde dicho caudal de operación estará fundamentado en las características geométricas y parámetros de la operación. Además, la eficiencia volumétrica en el caso de las bombas de subsuelo puede ser considerada como el producto de dos eficiencias volumétricas, tales como: la eficiencia por gas libre y por escurrimiento, debido a que estas ocurren a través de las válvulas y el pistón. Por lo tanto, la eficiencia volumétrica pudiera escribirse de dos formas: 1.-Ev=Qlb/Qcb, Donde Qlb: caudal real del líquido bombeado. Qcb: Capacidad teórica de bombeo. 2.-Ev=Evg.Eve Donde Evg: Eficiencia volumétrica debida al gas. Eve: Eficiencia volumétrica debida al escurrimiento.

Este es un método de análisis y comparación que relaciona el aporte natural de yacimiento con el sistema de producción por bombeo mecánico que incluye el separador, el cabezal del pozo, la trayectoria del pozo y el yacimiento. Para realizar dicho análisis se requiere el cálculo de las caídas de presión y la tasa de flujo de petróleo para cada uno de los componentes del sistema. Además, se debe considerar que el flujo hacia el nodo es igual al que sale del mismo y que puede existir una sola presión para una tasa en un nodo dado. Considerando que DP=diferencial de presión para un nodo, la relación de presión en el sistema pudiera ser escrito de la siguiente forma: Pyacimiento - DPnodo A - DPnodo C + DPbomba - DPnodo D - DPlinea de flujo - Pseparador = 0 PDVSA,CIED.” Diseño de Instalaciones de Levantamiento artificial por Bombeo Mecánico”.1era Edición. (2002).

Son uno de los componentes básicos de la unidad de producción por bombeo mecánico. Estas son herramientas que son colocadas en el fondo del pozo, abastecidas con energía provenientes de un motor eléctrico o de combustión interna, ubicado en superficie y conectado mediante una sarta de cabillas. Estas bombas poseen un desplazamiento positivo, cuya principal aplicación es la producción de crudos pesados y extrapesados, debido a que estos son muy viscosos y se le dificulta su flujo natural hacia superficie.

Estas representan el medio de transporte para la transmisión de energía desde la superficie hasta las bombas de subsuelo, cuyo movimiento estará influenciado por la inercia que se genera por el movimiento transmitido por la unidad de bombeo. La sarta de cabillas estará relacionada con la profundidad, debido a que la longitud de este elemento será mucho mayor que su sección transversal, el cual, dependerá de la profundidad, mientras que la profundidad aumente su diámetro será menor.

Este es un indicador que mide la potencialidad del pozo de producir fluidos, considerando la tasa de producción y el diferencial de presión en el punto medio del intervalo de productor, este índice se calcula mediante la siguiente relación: IP= Q/ (Pe-Pwf) Donde: IP=Indice de productividad (bbl/dia.lpc) Q=Tasa de producción (bbl/dia) Pe=Presión estática (lpc) Pwf=Presión de fondo fluyente (lpc)

Flotabilidad ( buoyancy ) es la capacidad de un fluido de moverse verticalmente, venciendo la fuerza de gravedad. Ejemplo, la flotabilidad del gas es mayor que la del crudo, y a su vez esta es mayor que la del agua. Por ello en un reservorio se observa normalmente el gas en la parte superior, luego el petróleo y finalmente el agua en la parte inferior.

Métodos de stiles: predice el comportamiento de la inyección de agua en yacimientos de petróleo. Las capas se disponen en orden decreciente de permeabilidad. La tasa de producción en cada capa son proporcionales a la permeabilidad y movilidad del flujo que esté siendo producido por ellas.las irregularidades de la permeabilidades de la formación de pueden representar por medio de dos curvas de distribución que son la de permeabilidad y la de capacidad.

Sistemas estratificados: en los sistemas estratificados hay una variación definida en los parámetros del yacimiento con el espesor y en la dirección de la profundidad . se consideran medios homogéneos en cada capa y medios heterogéneos a lo largo de la dirección de la profundidad por capas.

Flujo segregado: es aquel flujo que es gobernado por equilibrio vertical (fuerzas gravitacionales). En este sentido, ya no hay zona de transición capilar, las fuerzas de gravedad son las únicas responsables para la distribución instantánea de los fluidos en la dirección normal al buzamiento.

Desplazamiento inmiscible: consiste en el movimiento simultáneo de dos o más fluidos inmiscibles en un medio poroso. En ingeniería de yacimientos este término se utiliza para describir como un determinado fluido desplaza hacia el pozo productor a los fluidos hidrocarburos

Fuerzas gravitacionales: disminuyen o aumentan el flujo fraccional de agua, dependiendo de la dirección de inyección de agua (buzamiento arriba o buzamiento abajo)

Desplazamiento: proceso mediante el cual un fluido pasa a ocupar el lugar de otro en un medio poroso son de dos tipos pistón con fuga y pistón sin fuga

El drenaje por gravedad puede ser un método primario de producción en yacimientos de gran espesor que tienen una buena comunicación vertical y en los que tienen un marcado buzamiento. El drenaje por gravedad es un proceso lento porque el gas debe migrar a la parte más alta de la estructura o al tope de la formación para llenar el espacio formalmente ocupado por el petróleo y crear una capa secundaria de gas. La migración del gas es relativamente rápida comparada con el drenaje del petróleo, de forma que las tasas de petróleo son controladas por las tasas de drenaje del petróleo.

Un yacimiento con empuje de agua tiene una conexión hidráulica entre el yacimiento y una roca porosa saturada con agua denominada acuífero, que puede estar por debajo de todo el yacimiento o de parte de él. A menudo los acuíferos se encuentran en el margen del campo, como se observa en la figura. El agua en un acuífero está comprimida pero a medida que la presión del yacimiento se reduce debido a la producción de petróleo, se expande y crea una invasión natural de agua en el límite yacimiento-acuífero. Cuando éste es muy grande y contiene suficiente energía, todo el yacimiento puede ser invadido por esa agua, en algunos yacimientosde empuje hidráulico se pueden obtener eficiencias de recobro entre un 30 y un 50% del petróleo original in situ (poes).

Depleción es el mecanismo de recuperación de petróleo donde el desplazamiento del petróleo del yacimiento se obtiene por la expansión del mismo gas que se encuentra en solución en el petróleo. Cuando la presión se reduce en el yacimiento como resultado de la perforación de pozos, el gas es liberado de la solución y expulsa el petróleo de los poros de la roca. El petróleo y el gas fluyen simultaneamente a través del yacimiento y su capacidad relativa de flujo se caracteriza por la permeabilidad relativa de la roca a cada uno de los fluidos.

En un yacimiento estratificado en donde las propiedades de la roca reservorio varian considerablemente, las recuperaciones de petróleo son afectadas por el grado de heterogeneidad del yaciiento. Esto sucede en todos los mecanismos de recuperación pero en particular en los campos con empuje hidrostático y en operaciones de recuperación por inundación con agua. Stiles(1949) propuso un método para pronosticar la recuperación en operaciones de inundación con agua basada en la variación en permeabilidad y en la variación vertical de la capacidad productiva. El método permite calcular el porcentaje en fracción de agua producido vs la recuperación acumulativo de petróleo. Por consiguiente, si se asume un porcentaje determinado de produccion de agua como limite económico, es posible determinar la recuperación que se espera obtener hasta que se alcance este límite.

Condicion que se genera en los pozos alterando la permeabilidad de la formación debido a diversos factores como la perforación, estimulación, cañoneo, otros. Lo que ocasiona una disminución o reducción de la productividad de los pozos.

las lutitas no se consideran de importancia comercial como productores de petróleo y, por lo tanto, poca atención se a dedicado a la réplica de las lutitas en las curvas de registros eléctricos. Sin embargo, existen dos observaciones bien conocidas. La primera es el aumento en el tamaño del pozo que generalmente ocurre en las formaciones de lutita, a menos q se use un lodo que no reacciona con ellas. La segunda es el intercambio de base que toma lugar entre el lodo y la lutita. Esta reacción puede causar un cambio en la resistividad de la lutita en la proximidad inmediata del pozo y puede extenderse a distancias de uno a dos pulgadas.

Arriba: Más común es el caso de los yacimientos que tienen casquetes de gas libre y el gas no puede hacer contacto con la totalidad del petróleo en sitio. En estos casos, la presión de saturación y la solubilidad del gas aumentan a medida que el petróleo esta mas cerca físicamente del gas libre, o sea, buzamiento arriba. Abajo: A mayores profundidades pueden presentarse presiones de burbujeo y solubilidades mayores donde la presión sea más alta. Sin embargo, pocas veces puede suponerse que exista gas libre en contacto íntimo con todo el crudo del yacimiento.

Tiempo en segundos que tarda en fluir 60cc de muestra a través de un orificio mayor que el universal, calibrado en condiciones especificadas, utilizando un viscosímetro Saybolt.

Parasecuencias Sucesiones de capas o conjunto de capas, relativamente conformables, genéticamente relacionadas, delimitadas por superficies de inundación marinas o sus superficies correlativas.

Estratigrafía secuencial Es el estudio de las facies, genéticamente relacionadas, dentro de una estructura de superficies cronoestratigráficas. Secuencia Es la unidad fundamental del estrato útil para el análisis estratigráfico secuencial. Sucesión genéticamente relacionada de estratos, delimitadas por “ unconformities ” discordancias o sus relativas “ conformities ” concordancias.

“ Los minerales arcillosos, son filisilicatos hidratados que se presentan en cristales muy pequeños (algunos en láminas hexagonales o a veces en fibras)” http://www.monografias.com/trabajos15/danio-formacion/danio-formacion.shtml

“ La Geomecánica es la disciplina que estudia las características mecánicas de los materiales geológicos que conforman las rocas de formación. Esta disciplina está basada sobre los conceptos y teorías de mecánica de rocas y mecánica de suelos, que relacionan el comportamiento de la formación bajo los cambios de esfuerzos producto de las operaciones petroleras de perforación, completación y producción de pozos”

“Ca ñ oneo: La cápsula del proyectil que se dispara para hacer los ca ñ oneos debe ser de buena calidad y construcción, de lo contrario, quedaría un tapón provocado por el mismo proyectil que obstruiría el sistema poroso” tomado http://www.monografias.com/trabajos15/danio-formacion/danio-formacion

• “ La Arcilla es el término que designa un mineral o una roca compuesta esencialmente por estos minerales. Los minerales de arcilla poseen dos componentes estructurales básicos: uno es el tetraedro de Silicio - Oxígeno y el otro es el octaedro, en el cual un átomo de aluminio, magnesio y/o hierro es rodeado por seis aniones (2 ó 4 oxígenos y 4 ó 2 hidróxidos)” tomado de http://www.monografias.com/trabajos15/danio-formacion/danio-formacion.shtml

“Procesos Geológicos: Mecanismo de formación de la trampa ,y aquellos factores que conlleven a la generación, migración y acumulación de hidrocarburos.”

• “Sincronización : Formación de las trampas antes y durante la migración de Hidrocarburos”