Modelos de Simulación

Es referente a la condición de flujo de un sistema, donde la presión, velocidad y densidad de las fases son constante con tiempo en cada sección transversal a la dirección del flujo.

Cuando fluye un liquido a través de un medio poroso bajo condiciones de flujo viscoso, la velocidad del liquido en contacto con las paredes de los granos es igual a cero; en cambio en caso del gas tiene una velocidad finita.

Es la RGP de producción en un momento dado durante la vida de un yacimiento.

Agua que entra a la zona de petróleo de un yacimiento, proveniente de formaciones que rodean el yacimiento.

Es la superficie de sección horizontal triangular que forma el contacto agua-petróleo lateralmente alrededor del pozo de petróleo.

Superficie en forma de cono que toma el contacto agua-petróleo alrededor de un pozo de petróleo. Se forma cuando la zona productora de petróleo está localizada en una arena cuya parte inferior es agua.

Ocurre cuando la capa de gas se expande y desplaza al petróleo. El contacto gas-petróleo se mueve a medida que el yacimiento produce.

Comportamiento de la capa de gas donde el gas de la capa se distribuye a través de la zona de petróleo de una manera uniforme.

Es el inverso del factor volumétrico del petróleo, es decir, BN/BY.

Es la razón de la fracción molar de un compuesto de hidrocarburo en la fase de vapor a la fracción molar del mismo compuesto en la fase liquida.

Un proceso de liberación diferencial isotérmico a temperatura de yacimiento y a partir de la presión original de burbujeo, a una presión menor, seguido por una separación instantánea del liquido resultante a través de uno o mas separadores a unas determinadas presiones y temperaturas.

Es un liberación diferencial, pero a condiciones superficiales.

Es el proceso dinámico por el cual el gas se separa de un petróleo crudo de yacimiento a presión y temperatura menores que la existente en el yacimiento.

Es la presión a la cual líquido y vapor están en equilibrio.

Es un liquido en equilibrio con vapor a determinada presión y temperatura.

Es el estado en equilibrio de un sistema de petróleo crudo y gas, en la cual el petróleo ocupa prácticamente todo el sistema, excepto una cantidad infinitesimal de gas.

Es la saturación de gas en el yacimiento al momento de abandonar.

Es la saturación de gas máxima alcanzada en el yacimiento, al disminuir la presión por debajo del punto de burbujeo, antes de que la permeabilidad relativa del gas tenga un valor definido.

Consiste en aplicar un conjunto de ecuaciones que simulan el comportamiento esperado del yacimiento y permiten pronosticar información sobre su futuro, en aspectos tales como: tiempo de ruptura, petróleo recuperado, producción de petróleo en función del tiempo, esquema de inyección y producción de agua y gas antes y después de la ruptura.

Aquí el petróleo remanente tiene un poco de movilidad y ocurre un flujo bifásico en la zona invadida, donde la saturación de petróleo es mayor que la residual.

Sucede cuando el petróleo remanente en la zona invadida no tiene movilidad. En esta zona la saturación del fluido desplazante es máxima y la del petróleo es la residual.

Relación entre la movilidad de la fase desplazante y la fase desplazada.

Situación en la que no existe suficiente agua para permitir a las interfases moverse a través de lo capilares a la tasa de avance calculada.

Consiste en inyectar el agua dentro de la zona de petróleo. El agua invade esta zona y desplaza los fluidos(petróleo/gas) del volumen invadido hacia los pozos productores. Se emplea en los yacimientos con poco buzamiento y una gran extensión areal.

Es un método de bombeo artificial que consiste en asentar una bomba dentro de la tubería de producción. La bomba es accionada por medio de varillas conectadas a un balancín al cual se le transmite el movimiento de vaivén por medio de la biela y la manivela, las que se accionan a través de una caja reductora movida por un motor. La bomba consiste en un tubo de 2 a 7,32 m (6 1/2’ a 24’) de largo con un diámetro interno de 11/2 a 33/4 pulgadas, dentro del cual se mueve un pistón cuyo extremo superior está unido a las varillas de bombeo. Este mecanismo se aloja dentro o se enrosca en el extremo de la tubería.

Es un sistema de levantamiento artificial, que se basa en la utilización de bombas de subsuelo de tipo centrífuga de múltiples etapas ubicadas en el fondo del pozo la cual es accionada por motores eléctricos. Este método permite desplazar volúmenes de crudo con una alta eficiencia y economía, en pozos profundos y en yacimientos potencialmente rentables o con grandes perspectivas. Por lo general es aplicable en los siguientes casos: alto índice de productividad, baja presión de fondo, alta relación agua-petróleo, baja relación gas-liquido.

Es la saturación de agua presente inicialmente en cualquier punto en el reservorio. La saturación de agua connata alcanza un valor de agua irreducible sólo sobre la zona de transición. En la zona de transición el agua connata es móvil.

Es una propiedad de los fluidos que ofrece la resistencia de los mismos a fluir. Los gases aumentan su viscosidad con el aumento de la temperatura y los líquidos la disminuyen. Las unidades correspondiente a la viscosidad son: Centipoise, S.U.S y centistoke.

Son un grupo especial de substancias químicas cristalinas que ocurren naturalmente, de agua y gases de poco peso molecular, llamados compuestos de inclusión, que tienen una estructura clathratica o de jaula y que incluyen moléculas de gas metano. La molécula huésped en la estructura clathratica es agua, en forma de hielo y la inclusión son el metano y otros gases. Son substancias sólidas que se asemejan al hielo, sin embargo, se pueden formar a temperaturas sobre el punto de congelación del agua. Generalmente todos los gases (exceptuando el hidrógeno, helio y neón) forman hidratos, sin embargo, los más conocidos y abundantes en la naturaleza son los hidratos de metano.

Este se define como la relación funcional entre el caudal de producción y la presión dinámica de fondo. El IPR se define en el rango de presión desde la presión promedio de reservorio y la presión atmosférica. El caudal correspondiente a la presión atmosférica, como presión dinámica de fondo, se define a flujo potencial completamente abierto al pozo (Qmax), mientras que el caudal a la presión promedio del reservorio en fondo, es siempre cero.

Durante las operaciones de perforación y completación, la permeabilidad de la formación en la sección cercana al pozo puede ser alterada. A esta zona alterada de permeabilidad se le llama zona dañada. La invasión de fluidos de perforación, la dispersión de las arcillas (hinchamiento), la presencia de revoque y cemento, y la presencia de una gran saturación de gas alrededor del pozo, son algunos de los factores responsables por la reducción de la permeabilidad. Sin embargo, un exitoso tratamiento de estimulación tal como acidificar o fracturar, resulta en un incremento de la permeabilidad en los alrededores del pozo, rediciendo así el daño de la formación (skin).

(Marca registrada de Flopetrol Johnston, una división de Schlumberger): Representa la caída de presión a lo largo del camino del fluido desde el yacimiento hasta la superficie. Este análisis es muy importante a la hora de evaluar el desempeño de un pozo y la optimización de la producción.