<?xml version='1.0' encoding='UTF-8'?><?xml-stylesheet href="http://www.blogger.com/styles/atom.css" type="text/css"?><feed xmlns='http://www.w3.org/2005/Atom' xmlns:openSearch='http://a9.com/-/spec/opensearchrss/1.0/' xmlns:georss='http://www.georss.org/georss' xmlns:gd='http://schemas.google.com/g/2005' xmlns:thr='http://purl.org/syndication/thread/1.0'><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937</id><updated>2012-01-12T18:21:01.094-08:00</updated><category term='Pruebas de Presión'/><category term='INNOVACIONES DE PERFORACIÓN I'/><category term='MALLAS DE RECUPERACIÓN SECUNDARIA'/><category term='Conceptos de Petróleo'/><category term='EL GRADIENTE DE PRESIÓN. (PARTE I)'/><category term='YACIMIENTOS PRIMARIOS Y SECUNDARIOS'/><category term='Mezcla de hidrocarburos'/><category term='RESONANCIA MAGNÉTICA NUCLEAR AVANZADA (RMN)'/><category term='Acuífero'/><category term='INNOVACIONES DE PERFORACIÓN III'/><category term='simulación de yacimientos'/><category term='BOMBEO DE CAVIDAD PROGRESIVA I'/><category term='Tipos de acuíferos'/><category term='factores que afectan los cálculos de la EBM'/><category term='Mecanismos de Empuje Natural'/><category term='Fuentes de error en la Ecuación de Balance de Materiales'/><category term='Diagrama P-T'/><category term='Tomado de la pagina www.petroleo.com'/><category term='EL AGUA SUBTERRÁNEA'/><category term='Conceptos fundamentales de Petróleo'/><category term='Mecanismos de Empuje Artificial'/><category term='Bombeo de cavidades progresivas'/><category term='EVALUACION DE LA EFICIENCIA DE SOLVENTES EN LA REMOCION DEL BANCO DE CONDENSADO'/><category term='Análisis de yacimientos'/><category term='Clasificación de los yacimientos de gas'/><category term='Sísmica'/><category term='RESONANCIA MAGNÉTICA NUCLEAR  AVANZADA (RMN)'/><category term='Mecanismos de producción artificial'/><category term='Mecanismo de Empuje por Gas'/><category term='Innovaciones en Simulación de Yacimientos. 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Porcentaje, respecto al petróleo somentido a desplazamiento, recuperado en el momento de la ruptura.&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-6315731581369018075?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/6315731581369018075'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/6315731581369018075'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2010/05/displacement-efficiency.html' title='Displacement Efficiency'/><author><name>Carlos Pachón</name><uri>http://www.blogger.com/profile/14817489259722063121</uri><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='30' height='32' src='http://1.bp.blogspot.com/_i5mx2_zqYHE/S5_xq--oFkI/AAAAAAAAAAM/lmnhwU67Hfs/S220/yo1.bmp'/></author></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-8846953058122864367</id><published>2010-05-09T19:07:00.000-07:00</published><updated>2010-05-09T19:11:05.855-07:00</updated><title type='text'>X-ray Shadowgraph Model</title><content type='html'>X-ray Shadowgraph Model (Modelo Siluetágrafo de Rayos X). Modelo usado para estudiar el efecto de la razón de movilidad sobre la eficiencia de  barrido en desplazamientos miscibles. El modelo consiste en una placa de un medio poroso uniforme de tal forma y dimensiones que representa a escala la unidad mínima del arreglo de los pozos que se desea estudiar. El flúido desplazante contiene un material que absorbe los rayos-X con lo cual el frente de inundación puede seguirse tomando diferentes películas con un aparato de rayos-X.&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-8846953058122864367?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/8846953058122864367'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/8846953058122864367'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2010/05/x-ray-shadowgraph-model.html' title='X-ray Shadowgraph Model'/><author><name>Carlos Pachón</name><uri>http://www.blogger.com/profile/14817489259722063121</uri><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='30' height='32' src='http://1.bp.blogspot.com/_i5mx2_zqYHE/S5_xq--oFkI/AAAAAAAAAAM/lmnhwU67Hfs/S220/yo1.bmp'/></author></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-8953315636382591395</id><published>2010-05-09T19:01:00.000-07:00</published><updated>2010-05-09T19:06:31.972-07:00</updated><title type='text'>Modelo Siluetágrafo de Rayos X</title><content type='html'>Modelo Siluetágrafo de Rayos X. Modelo usado para estudiar el efecto de la razon de movilidad sobre la eficiencia de barrido en desplazamientos miscibles. el modelo consiste en  una placa de un medio poroso uniforme de tal forma y dimensiones que representa a escala la unidad mínima del arreglo de los pozos que se desea estudiar. El flúido desplazante contiene un material que absorbe los rayos-X con lo cual el frente de inundación puede seguirse tomando diferentes películas con un aparato de rayos-X.&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-8953315636382591395?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/8953315636382591395'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/8953315636382591395'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2010/05/modelo-siluetagrafo-de-rayos-x.html' title='Modelo Siluetágrafo de Rayos X'/><author><name>Carlos Pachón</name><uri>http://www.blogger.com/profile/14817489259722063121</uri><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='30' height='32' src='http://1.bp.blogspot.com/_i5mx2_zqYHE/S5_xq--oFkI/AAAAAAAAAAM/lmnhwU67Hfs/S220/yo1.bmp'/></author></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-7716458510229783883</id><published>2010-05-09T19:00:00.000-07:00</published><updated>2010-05-09T19:01:49.697-07:00</updated><title type='text'>Dual completion-oil well</title><content type='html'>Dual completion oil-well (Pozos de Petróleo de Terminación Doble). Pozo cuyo equipo dentro del mismo permite producir de arenas (formaciones) o yacimientos diferentes a través de diferentes tuberías.&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-7716458510229783883?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/7716458510229783883'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/7716458510229783883'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2010/05/dual-completion-oil-well.html' title='Dual completion-oil well'/><author><name>Carlos Pachón</name><uri>http://www.blogger.com/profile/14817489259722063121</uri><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='30' height='32' src='http://1.bp.blogspot.com/_i5mx2_zqYHE/S5_xq--oFkI/AAAAAAAAAAM/lmnhwU67Hfs/S220/yo1.bmp'/></author></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-8042205206097213981</id><published>2010-05-09T18:57:00.000-07:00</published><updated>2010-05-09T19:00:51.348-07:00</updated><title type='text'>Pozos de Petróleo de Terminacion Doble</title><content type='html'>Pozos de Petróleo de Terminación Doble. Pozo cuyo equipo dentro del mismo permite producir de arenas (formaciones) o yacimientos diferentes a través de diferentes tuberías.&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-8042205206097213981?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/8042205206097213981'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/8042205206097213981'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2010/05/pozos-de-petroleo-de-terminacion-doble.html' title='Pozos de Petróleo de Terminacion Doble'/><author><name>Carlos Pachón</name><uri>http://www.blogger.com/profile/14817489259722063121</uri><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='30' height='32' src='http://1.bp.blogspot.com/_i5mx2_zqYHE/S5_xq--oFkI/AAAAAAAAAAM/lmnhwU67Hfs/S220/yo1.bmp'/></author></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-758498529596115749</id><published>2010-05-09T18:56:00.000-07:00</published><updated>2010-05-09T18:57:43.272-07:00</updated><title type='text'>Punto de Vaciado</title><content type='html'>Punto de Vaciado. Es la mínima temperatura a que fluye un aceite -o petróleo- cuando se enfría a condiciones determinadas según el ASTM Standards, D-97-57.&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-758498529596115749?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/758498529596115749'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/758498529596115749'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2010/05/punto-de-vaciado.html' title='Punto de Vaciado'/><author><name>Carlos Pachón</name><uri>http://www.blogger.com/profile/14817489259722063121</uri><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='30' height='32' src='http://1.bp.blogspot.com/_i5mx2_zqYHE/S5_xq--oFkI/AAAAAAAAAAM/lmnhwU67Hfs/S220/yo1.bmp'/></author></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-1075851986994427322</id><published>2010-05-09T18:55:00.001-07:00</published><updated>2010-05-09T18:56:01.784-07:00</updated><title type='text'>Pour Point (Punto de Fluido)</title><content type='html'>Pour Point (Punto de Fluido). También se le denomina Punto de Vaciado. Es la mínima temperatura a que fluye un aceite -o petróleo- cuando se enfría a condiciones determinadas según el ASTM Standards, D-97-57.&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-1075851986994427322?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/1075851986994427322'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/1075851986994427322'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2010/05/pour-point-punto-de-fluido.html' title='Pour Point (Punto de Fluido)'/><author><name>Carlos Pachón</name><uri>http://www.blogger.com/profile/14817489259722063121</uri><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='30' height='32' src='http://1.bp.blogspot.com/_i5mx2_zqYHE/S5_xq--oFkI/AAAAAAAAAAM/lmnhwU67Hfs/S220/yo1.bmp'/></author></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-4170688660564259271</id><published>2010-05-09T18:52:00.001-07:00</published><updated>2010-05-09T18:55:15.374-07:00</updated><title type='text'>Punto de Fluido ( Pour Point )</title><content type='html'>Punto de Fluido (Pour Point). También se le denomina Punto de Vaciado. Es la mínima temperatura a que fluye un aceite -o petróleo- cuando se enfría a condiciones determinadas según el ASTM Standards, D-97-57.&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-4170688660564259271?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/4170688660564259271'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/4170688660564259271'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2010/05/punto-de-fluido-pour-point.html' title='Punto de Fluido ( Pour Point )'/><author><name>Carlos Pachón</name><uri>http://www.blogger.com/profile/14817489259722063121</uri><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='30' height='32' src='http://1.bp.blogspot.com/_i5mx2_zqYHE/S5_xq--oFkI/AAAAAAAAAAM/lmnhwU67Hfs/S220/yo1.bmp'/></author></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-6102437559361524151</id><published>2010-05-09T18:51:00.000-07:00</published><updated>2010-05-09T18:52:04.601-07:00</updated><title type='text'>Fingering ( Interdigitación )</title><content type='html'>Muy comúnmente se encuentra el término &lt;i&gt;Interdigitacion Viscosa (viscous fingering).&lt;/i&gt; También se usa como traducción: Acanalamiento Digitado y Acanalamiento Digitado Viscoso. términos usados en procesos de desplazamiento miscible, cuando un flúido viscoso desplazado por uno menos viscoso, el avance del frente de desplazamiento deja un momento de ser uniforme y el flúido desplazante avanza más rápidamente en unas partes que en otras formando zonas largas y angostas en forma de dedos. de ahí el nombre de digitado. la interdigitación ocurre en arenas o rocas de permeabilidad uniforme.&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-6102437559361524151?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/6102437559361524151'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/6102437559361524151'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2010/05/fingering-interdigitacion.html' title='Fingering ( Interdigitación )'/><author><name>Carlos Pachón</name><uri>http://www.blogger.com/profile/14817489259722063121</uri><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='30' height='32' src='http://1.bp.blogspot.com/_i5mx2_zqYHE/S5_xq--oFkI/AAAAAAAAAAM/lmnhwU67Hfs/S220/yo1.bmp'/></author></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-3768734519635843473</id><published>2010-05-09T18:43:00.000-07:00</published><updated>2010-05-09T18:51:15.061-07:00</updated><title type='text'>Interdigitación (Fingering)</title><content type='html'>Interdigitación (Fingering). Muy comúnmente se encuentra el término &lt;i&gt;Interdigitacion Viscosa (viscous fingering).&lt;/i&gt; También se usa como traducción: Acanalamiento Digitado y Acanalamiento Digitado Viscoso. términos usados en procesos de desplazamiento miscible, cuando un flúido viscoso desplazado por uno menos viscoso, el avance del frente de desplazamiento deja un momento de ser uniforme y el flúido desplazante avanza más rápidamente en unas partes que en otras formando zonas largas y angostas en forma de dedos. de ahí el nombre de digitado. la interdigitación ocurre en arenas o rocas de permeabilidad uniforme.&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-3768734519635843473?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/3768734519635843473'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/3768734519635843473'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2010/05/interdigitacion-fingering.html' title='Interdigitación (Fingering)'/><author><name>Carlos Pachón</name><uri>http://www.blogger.com/profile/14817489259722063121</uri><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='30' height='32' src='http://1.bp.blogspot.com/_i5mx2_zqYHE/S5_xq--oFkI/AAAAAAAAAAM/lmnhwU67Hfs/S220/yo1.bmp'/></author></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-7407147082943762916</id><published>2010-05-06T15:16:00.000-07:00</published><updated>2010-05-06T15:17:48.830-07:00</updated><title type='text'></title><content type='html'>&lt;b&gt;Goma Xantana&lt;/b&gt;   (Xanthan Gum)&lt;br /&gt;es un polisacárido extracelular producido por la bacteria Xanthomonas campestris B-1459.&lt;br /&gt;El aspecto físico del xantano es el de un polvo color crema que se disuelve en agua caliente o fría produciendo soluciones de relativamente alta a concentraciones bajas. En la industria petrolera se lo utiliza como aditivo para fluidos de perforación; la seudoplasticidad suministra baja viscosidad en el trépano, donde la velocidad de corte es alta y alta viscosidad en el ánulo donde hay menor velocidad de corte. Esto permite una rápida penetración del trépano y al mismo tiempo que en el ánulo las partículas arrancadas se mantengan en suspensión.&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-7407147082943762916?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/7407147082943762916'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/7407147082943762916'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2010/05/goma-xantana-xanthan-gum-es-un.html' title=''/><author><name>Carlos Pachón</name><uri>http://www.blogger.com/profile/14817489259722063121</uri><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='30' height='32' src='http://1.bp.blogspot.com/_i5mx2_zqYHE/S5_xq--oFkI/AAAAAAAAAAM/lmnhwU67Hfs/S220/yo1.bmp'/></author></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-8564254870365244571</id><published>2010-05-06T15:10:00.000-07:00</published><updated>2010-05-06T15:16:45.793-07:00</updated><title type='text'></title><content type='html'>Xanthan Gum ( Goma xantana )&lt;br /&gt;es un polisacárido extracelular producido por la bacteria Xanthomonas campestris B-1459.&lt;br /&gt;El aspecto físico del xantano es el de un polvo color crema que se disuelve en agua caliente o fría produciendo soluciones de relativamente alta a concentraciones bajas. En la industria petrolera se lo utiliza como aditivo para fluidos de perforación; la seudoplasticidad suministra baja viscosidad en el trépano, donde la velocidad de corte es alta y alta viscosidad en el ánulo donde hay menor velocidad de corte. Esto permite una rápida penetración del trépano y al mismo tiempo que en el ánulo las partículas arrancadas se mantengan en suspensión.&lt;br /&gt;&lt;div style="text-align: right;"&gt;&lt;br /&gt;&lt;/div&gt;&lt;span style="background-color: rgb(230, 236, 249);" onmouseover="_tipon(this)" onmouseout="_tipoff()"&gt;&lt;nobr&gt;&lt;/nobr&gt;&lt;/span&gt;&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-8564254870365244571?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/8564254870365244571'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/8564254870365244571'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2010/05/xanthan-gum-goma-xantana-es-un.html' title=''/><author><name>Carlos Pachón</name><uri>http://www.blogger.com/profile/14817489259722063121</uri><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='30' height='32' src='http://1.bp.blogspot.com/_i5mx2_zqYHE/S5_xq--oFkI/AAAAAAAAAAM/lmnhwU67Hfs/S220/yo1.bmp'/></author></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-2606802219811279645</id><published>2010-05-06T15:07:00.000-07:00</published><updated>2010-05-06T15:08:46.095-07:00</updated><title type='text'></title><content type='html'>&lt;b class="vinculo"&gt;Xilenos&lt;br /&gt;&lt;/b&gt;Hidrocarburos aromáticos conocidos como ortoxileno, metaxileno y paraxileno. Usados generalmente como componentes de gasolinas y disolventes.&lt;br /&gt;&lt;div style="text-align: right;"&gt;PDVSA&lt;br /&gt;&lt;/div&gt;&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-2606802219811279645?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/2606802219811279645'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/2606802219811279645'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2010/05/xilenos-hidrocarburos-aromaticos.html' title=''/><author><name>Carlos Pachón</name><uri>http://www.blogger.com/profile/14817489259722063121</uri><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='30' height='32' src='http://1.bp.blogspot.com/_i5mx2_zqYHE/S5_xq--oFkI/AAAAAAAAAAM/lmnhwU67Hfs/S220/yo1.bmp'/></author></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-5567357583429263985</id><published>2010-05-06T14:58:00.001-07:00</published><updated>2010-05-06T15:03:31.186-07:00</updated><title type='text'>Barrel oil equivalent - boe</title><content type='html'>&lt;span style="font-family:Arial, Helvetica, sans-serif;font-size:100%;"&gt;&lt;strong&gt;IPIECA &lt;/strong&gt;&lt;/span&gt;&lt;span style="font-family:Arial, Helvetica, sans-serif;font-size:100%;"&gt;&lt;strong&gt;(International Petroleum Industry Environmental and Conservation Association)&lt;br /&gt;&lt;/strong&gt;&lt;/span&gt;&lt;span style="font-family: arial;font-family:Arial, Helvetica, sans-serif;font-size:100%;"  &gt;Asociación Internacional de la Industria Petrolera para la Conservación del medio ambiente. &lt;/span&gt;&lt;br /&gt;&lt;span style="font-family: arial;" onmouseover="_tipon(this)" onmouseout="_tipoff()"&gt;&lt;span class="google-src-text" style="direction: ltr; text-align: left;"&gt;&lt;/span&gt; IPIECA proporciona uno de los principales canales de la industria de la comunicación con las Naciones Unidas.&lt;/span&gt;&lt;br /&gt;&lt;div style="text-align: right;"&gt;                 &lt;br /&gt;&lt;/div&gt;&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-5567357583429263985?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/5567357583429263985'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/5567357583429263985'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2010/05/barrel-oil-equivalent-boe_06.html' title='Barrel oil equivalent - boe'/><author><name>Carlos Pachón</name><uri>http://www.blogger.com/profile/14817489259722063121</uri><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='30' height='32' src='http://1.bp.blogspot.com/_i5mx2_zqYHE/S5_xq--oFkI/AAAAAAAAAAM/lmnhwU67Hfs/S220/yo1.bmp'/></author></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-3193911875543364586</id><published>2010-05-06T14:58:00.000-07:00</published><updated>2010-05-06T14:59:46.451-07:00</updated><title type='text'>Barrel oil equivalent - boe</title><content type='html'>&lt;span style="font-family:Arial, Helvetica, sans-serif;font-size:100%;"&gt;&lt;strong&gt;Barril de aceite equivalente (&lt;/strong&gt;&lt;/span&gt;&lt;span style="font-family:Arial, Helvetica, sans-serif;font-size:100%;"&gt;&lt;strong&gt;Barrel oil equivalent - boe)&lt;br /&gt;&lt;/strong&gt;&lt;/span&gt;&lt;span style="font-family:Arial, Helvetica, sans-serif;font-size:100%;"&gt;&lt;strong&gt;&lt;/strong&gt;&lt;/span&gt;&lt;span style="font-family:Arial, Helvetica, sans-serif;font-size:100%;"&gt;Un término frecuentemente usado para comparar al gas con el aceite y proporcionar una medida común para diferentes calidades de gases. Es el número de barriles de aceite crudo estabilizado, que contienen aproximadamente la misma cantidad de energía que el gas: por ejemplo, 5.8 trillones de pies 3 (de gas seco)equivalen aproximadamente a un billón de boe.&lt;/span&gt;&lt;br /&gt;&lt;div style="text-align: right;"&gt;                  www.quiminet.com&lt;br /&gt;&lt;/div&gt;&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-3193911875543364586?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/3193911875543364586'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/3193911875543364586'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2010/05/barrel-oil-equivalent-boe.html' title='Barrel oil equivalent - boe'/><author><name>Carlos Pachón</name><uri>http://www.blogger.com/profile/14817489259722063121</uri><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='30' height='32' src='http://1.bp.blogspot.com/_i5mx2_zqYHE/S5_xq--oFkI/AAAAAAAAAAM/lmnhwU67Hfs/S220/yo1.bmp'/></author></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-1864584708178497925</id><published>2010-03-30T16:52:00.000-07:00</published><updated>2010-03-30T16:54:40.536-07:00</updated><title type='text'>Pozo de aforo</title><content type='html'>Un pozo que se perfora como parte de un programa para determinar el tamaño y la producción de un campo de petróleo o de gas.&lt;br /&gt;http://energia.glosario.net/terminos-petroleo/pozo-de-aforo-2031.html&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-1864584708178497925?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/1864584708178497925'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/1864584708178497925'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2010/03/pozo-de-aforo.html' title='Pozo de aforo'/><author><name>Mileidy Fragoza</name><uri>http://www.blogger.com/profile/17502855385352064082</uri><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='16' height='16' src='http://img2.blogblog.com/img/b16-rounded.gif'/></author></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-8280888642492691859</id><published>2010-03-30T16:50:00.000-07:00</published><updated>2010-03-30T16:52:38.892-07:00</updated><title type='text'>Levantamiento sismológico</title><content type='html'>&lt;div align="justify"&gt;Método para establecer la estructura detallada subterránea de roca mediante la detección y medición de ondas acústicas reflejas de impacto sobre los diferentes estratos de roca. Se le emplea para localizar estructuras potencialmente contenedores de crudo o gas antes de perforar. El procesamiento de datos moderno permite la generación de imágenes de tres dimensiones de estas estructuras subterráneas.&lt;br /&gt;http://energia.glosario.net/terminos-petroleo/levantamiento-sismol%F3gico-1973.html &lt;/div&gt;&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-8280888642492691859?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/8280888642492691859'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/8280888642492691859'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2010/03/levantamiento-sismologico.html' title='Levantamiento sismológico'/><author><name>Mileidy Fragoza</name><uri>http://www.blogger.com/profile/17502855385352064082</uri><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='16' height='16' src='http://img2.blogblog.com/img/b16-rounded.gif'/></author></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-854034607912009550</id><published>2010-03-30T16:48:00.000-07:00</published><updated>2010-03-30T16:50:43.891-07:00</updated><title type='text'>Arenas alquitranosas</title><content type='html'>Mezcla de arena, agua e hidrocarburos pesados; fuente alterna potencial de hidrocarburos.&lt;br /&gt;http://energia.glosario.net/terminos-petroleo/arenas-alquitranosas-1830.html&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-854034607912009550?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/854034607912009550'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/854034607912009550'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2010/03/arenas-alquitranosas.html' title='Arenas alquitranosas'/><author><name>Mileidy Fragoza</name><uri>http://www.blogger.com/profile/17502855385352064082</uri><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='16' height='16' src='http://img2.blogblog.com/img/b16-rounded.gif'/></author></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-3447979639623381854</id><published>2010-03-30T16:45:00.000-07:00</published><updated>2010-03-30T16:48:47.872-07:00</updated><title type='text'>Desfogue</title><content type='html'>&lt;div align="justify"&gt;Un método de producción de gas condensado del yacimiento permitiendo la depresión del mismo sin reinyectar gas. Con este método de producción algunos condensados pueden condensarse dentro del yacimiento donde su recuperación deja de ser operación práctica.&lt;br /&gt;http://energia.glosario.net/terminos-petroleo/desfogue-1891.html &lt;/div&gt;&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-3447979639623381854?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/3447979639623381854'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/3447979639623381854'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2010/03/desfogue.html' title='Desfogue'/><author><name>Mileidy Fragoza</name><uri>http://www.blogger.com/profile/17502855385352064082</uri><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='16' height='16' src='http://img2.blogblog.com/img/b16-rounded.gif'/></author></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-3537408453366982495</id><published>2010-03-30T16:13:00.000-07:00</published><updated>2010-03-30T16:44:53.149-07:00</updated><title type='text'>Gas convencional</title><content type='html'>Es un gas natural asociado o no asociado que existe en un yacimiento permeable y que puede ser producido mediante prácticas normales.&lt;br /&gt;Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo.&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-3537408453366982495?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/3537408453366982495'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/3537408453366982495'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2010/03/gas-convencional.html' title='Gas convencional'/><author><name>Mileidy Fragoza</name><uri>http://www.blogger.com/profile/17502855385352064082</uri><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='16' height='16' src='http://img2.blogblog.com/img/b16-rounded.gif'/></author></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-382272595408894330</id><published>2010-03-24T12:16:00.000-07:00</published><updated>2010-03-24T12:29:40.074-07:00</updated><title type='text'>Inyección continua de vapor</title><content type='html'>Proceso térmico de recuperación secundaria durante el cual se procede a inyectar vapor al yacimiento de forma ininterrumpida.&lt;br /&gt;Martínez, Aníbal R. Diccionario Del Petróleo Venezolano. 2. ed. El Silencio, Caracas, Venezuela: Los Libros de El Nacional, 1997.  P.86&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-382272595408894330?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/382272595408894330'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/382272595408894330'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2010/03/inyeccion-continua-de-vapor.html' title='Inyección continua de vapor'/><author><name>Mileidy Fragoza</name><uri>http://www.blogger.com/profile/17502855385352064082</uri><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='16' height='16' src='http://img2.blogblog.com/img/b16-rounded.gif'/></author></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-7509620863466947694</id><published>2010-03-24T12:03:00.000-07:00</published><updated>2010-03-24T12:16:11.654-07:00</updated><title type='text'>Área probada</title><content type='html'>Es la proyección en la superficie de la extensión delimitada de un yacimiento de reservas probadas de hidrocarburos.&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-7509620863466947694?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/7509620863466947694'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/7509620863466947694'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2010/03/area-probada.html' title='Área probada'/><author><name>Mileidy Fragoza</name><uri>http://www.blogger.com/profile/17502855385352064082</uri><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='16' height='16' src='http://img2.blogblog.com/img/b16-rounded.gif'/></author></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-970029928279899186</id><published>2010-03-21T18:32:00.000-07:00</published><updated>2010-03-21T18:34:53.540-07:00</updated><title type='text'>Eficiencia de Desplazamiento</title><content type='html'>&lt;div style="text-align: justify;"&gt;Eficiencia de Desplazamiento (displacement efficiency).&lt;/div&gt;&lt;div style="text-align: justify;"&gt;&lt;br /&gt;&lt;/div&gt;&lt;div style="text-align: justify;"&gt;Término empleado para describir la efectividad con que el flúido desplazante desaloja al petróleo del yacimiento. Porcentaje, respecto al petróleo sometido a desplazamiento, recuperado en el momento de la ruptura.&lt;/div&gt;&lt;div style="text-align: justify;"&gt;&lt;br /&gt;&lt;/div&gt;&lt;div style="text-align: justify;"&gt;&lt;p class="MsoNormal"&gt;&lt;em&gt;&lt;span style="font-size:9.0pt;font-family:Arial; mso-bidi-font-weight:bold;font-style:normal"&gt;Información tomada de: &lt;span class="Apple-style-span" style="font-family: Georgia, serif; font-size: 16px; "&gt;&lt;em&gt;&lt;span style="font-size:9.0pt;font-family:Arial; mso-bidi-font-weight:bold;font-style:normal"&gt;Applied Petroleum Reservoir Engineering&lt;/span&gt;&lt;/em&gt;&lt;span class="apple-converted-space"&gt;&lt;u&gt;&lt;span style="font-size:9.0pt;font-family:Arial"&gt; &lt;/span&gt;&lt;/u&gt;&lt;/span&gt;&lt;span class="apple-style-span"&gt;&lt;span style="font-size:9.0pt;font-family:Arial"&gt;by B.C.&lt;/span&gt;&lt;/span&gt;&lt;span class="apple-converted-space"&gt;&lt;span style="font-size:9.0pt;font-family:Arial"&gt; &lt;/span&gt;&lt;/span&gt;&lt;em&gt;&lt;span style="font-size:9.0pt;font-family:Arial;mso-bidi-font-weight:bold;font-style: normal"&gt;Craft&lt;/span&gt;&lt;/em&gt;&lt;span class="apple-style-span"&gt;&lt;span style="font-size: 9.0pt;font-family:Arial"&gt;, M.&lt;/span&gt;&lt;/span&gt;&lt;span class="apple-converted-space"&gt;&lt;span style="font-size:9.0pt;font-family:Arial"&gt; &lt;/span&gt;&lt;/span&gt;&lt;em&gt;&lt;span style="font-size:9.0pt;font-family:Arial;mso-bidi-font-weight:bold;font-style: normal"&gt;Hawkins&lt;/span&gt;&lt;/em&gt;&lt;/span&gt;&lt;/span&gt;&lt;/em&gt;&lt;/p&gt;&lt;/div&gt;&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-970029928279899186?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/970029928279899186'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/970029928279899186'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2010/03/eficiencia-de-desplazamiento.html' title='Eficiencia de Desplazamiento'/><author><name>Carlos Pachón</name><uri>http://www.blogger.com/profile/14817489259722063121</uri><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='30' height='32' src='http://1.bp.blogspot.com/_i5mx2_zqYHE/S5_xq--oFkI/AAAAAAAAAAM/lmnhwU67Hfs/S220/yo1.bmp'/></author></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-7110277199446694851</id><published>2010-03-21T18:24:00.000-07:00</published><updated>2010-03-21T18:26:11.078-07:00</updated><title type='text'>Reciclo</title><content type='html'>&lt;p class="MsoNormal" style="text-align: justify;"&gt;&lt;span class="apple-style-span"&gt;&lt;span lang="ES-VE"   style="mso-ansi-language:ES-VE;mso-bidi-font-weight: boldfont-family:Arial;color:black;"&gt;Reciclo (cycling).&lt;o:p&gt;&lt;/o:p&gt;&lt;/span&gt;&lt;/span&gt;&lt;/p&gt;  &lt;p class="MsoNormal" style="text-align: justify;"&gt;&lt;span class="apple-style-span"&gt;&lt;span lang="ES-VE"   style="mso-ansi-language:ES-VE;mso-bidi-font-weight: boldfont-family:Arial;color:black;"&gt;Se usa principalmente este término cuando se trata de yacimientos de condensado. Es el proceso continuo por el cual, gas producido de un yacimiento, denominado gas húmedo, se le remueve los productos líquidos (condensado) y el gas residual, denominado gas seco, se reinyecta al yacimiento.&lt;o:p&gt;&lt;/o:p&gt;&lt;/span&gt;&lt;/span&gt;&lt;/p&gt;&lt;p class="MsoNormal" style="text-align: justify;"&gt;&lt;span class="apple-style-span"&gt;&lt;span lang="ES-VE"   style="mso-ansi-language:ES-VE;mso-bidi-font-weight: boldfont-family:Arial;color:black;"&gt;&lt;/span&gt;&lt;/span&gt;&lt;/p&gt;&lt;span class="apple-style-span"&gt;&lt;span lang="ES-VE"   style="mso-ansi-language:ES-VE;mso-bidi-font-weight: boldfont-family:Arial;color:black;"&gt;&lt;p class="MsoNormal"&gt;&lt;em&gt;&lt;span style="font-size:9.0pt;font-family:Arial; mso-bidi-font-weight:bold;font-style:normal"&gt;Información tomada de: &lt;span class="Apple-style-span" style="font-size: 16px; "&gt;&lt;em&gt;&lt;span style="font-size:9.0pt;font-family:Arial; mso-bidi-font-weight:bold;font-style:normal"&gt;Applied Petroleum Reservoir Engineering&lt;/span&gt;&lt;/em&gt;&lt;span class="apple-converted-space"&gt;&lt;u&gt;&lt;span style="font-size:9.0pt;font-family:Arial"&gt; &lt;/span&gt;&lt;/u&gt;&lt;/span&gt;&lt;span class="apple-style-span"&gt;&lt;span style="font-size:9.0pt;font-family:Arial"&gt;by B.C.&lt;/span&gt;&lt;/span&gt;&lt;span class="apple-converted-space"&gt;&lt;span style="font-size:9.0pt;font-family:Arial"&gt; &lt;/span&gt;&lt;/span&gt;&lt;em&gt;&lt;span style="font-size:9.0pt;font-family:Arial;mso-bidi-font-weight:bold;font-style: normal"&gt;Craft&lt;/span&gt;&lt;/em&gt;&lt;span class="apple-style-span"&gt;&lt;span style="font-size: 9.0pt;font-family:Arial"&gt;, M.&lt;/span&gt;&lt;/span&gt;&lt;span class="apple-converted-space"&gt;&lt;span style="font-size:9.0pt;font-family:Arial"&gt; &lt;/span&gt;&lt;/span&gt;&lt;em&gt;&lt;span style="font-size:9.0pt;font-family:Arial;mso-bidi-font-weight:bold;font-style: normal"&gt;Hawkins&lt;/span&gt;&lt;/em&gt;&lt;/span&gt;&lt;/span&gt;&lt;/em&gt;&lt;/p&gt;&lt;/span&gt;&lt;/span&gt;&lt;p&gt;&lt;/p&gt;&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-7110277199446694851?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/7110277199446694851'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/7110277199446694851'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2010/03/reciclo.html' title='Reciclo'/><author><name>Carlos Pachón</name><uri>http://www.blogger.com/profile/14817489259722063121</uri><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='30' height='32' src='http://1.bp.blogspot.com/_i5mx2_zqYHE/S5_xq--oFkI/AAAAAAAAAAM/lmnhwU67Hfs/S220/yo1.bmp'/></author></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-4899420356503203665</id><published>2010-03-21T18:23:00.000-07:00</published><updated>2010-03-21T18:28:46.824-07:00</updated><title type='text'>Inyección externa de gas</title><content type='html'>&lt;p class="MsoNormal" style="text-align: justify;"&gt;&lt;span class="apple-style-span"&gt;&lt;span lang="ES-VE"   style="mso-ansi-language:ES-VE;mso-bidi-font-weight: boldfont-family:Arial;color:black;"&gt;Inyección externa de gas (external gas inyection).&lt;o:p&gt;&lt;/o:p&gt;&lt;/span&gt;&lt;/span&gt;&lt;/p&gt;  &lt;p class="MsoNormal" style="text-align: justify;"&gt;&lt;span class="apple-style-span"&gt;&lt;span lang="ES-VE"   style="mso-ansi-language:ES-VE;mso-bidi-font-weight: boldfont-family:Arial;color:black;"&gt;También se usa sinónimamente los términos I&lt;i&gt;nyección en la capa de gas &lt;/i&gt;(gas cap inyection) o &lt;i&gt;Inyección de gas en la cresta&lt;/i&gt; (crestal gas inyection). Es la inyección de gas en la parte superior de la estructura, generalmente en la capa de gas inicial o secundaria del yacimiento.&lt;o:p&gt;&lt;/o:p&gt;&lt;/span&gt;&lt;/span&gt;&lt;/p&gt;&lt;p class="MsoNormal" style="text-align: justify;"&gt;&lt;span class="apple-style-span"&gt;&lt;span lang="ES-VE"   style="mso-ansi-language:ES-VE;mso-bidi-font-weight: boldfont-family:Arial;color:black;"&gt;&lt;/span&gt;&lt;/span&gt;&lt;/p&gt;&lt;span class="apple-style-span"&gt;&lt;span lang="ES-VE"   style="mso-ansi-language:ES-VE;mso-bidi-font-weight: boldfont-family:Arial;color:black;"&gt;&lt;p class="MsoNormal"&gt;&lt;em&gt;&lt;span style="font-size:9.0pt;font-family:Arial; mso-bidi-font-weight:bold;font-style:normal"&gt;Información tomada de: &lt;span class="Apple-style-span" style="font-size: 16px; "&gt;&lt;em&gt;&lt;span style="font-size:9.0pt;font-family:Arial; mso-bidi-font-weight:bold;font-style:normal"&gt;Applied Petroleum Reservoir Engineering&lt;/span&gt;&lt;/em&gt;&lt;span class="apple-converted-space"&gt;&lt;u&gt;&lt;span style="font-size:9.0pt;font-family:Arial"&gt; &lt;/span&gt;&lt;/u&gt;&lt;/span&gt;&lt;span class="apple-style-span"&gt;&lt;span style="font-size:9.0pt;font-family:Arial"&gt;by B.C.&lt;/span&gt;&lt;/span&gt;&lt;span class="apple-converted-space"&gt;&lt;span style="font-size:9.0pt;font-family:Arial"&gt; &lt;/span&gt;&lt;/span&gt;&lt;em&gt;&lt;span style="font-size:9.0pt;font-family:Arial;mso-bidi-font-weight:bold;font-style: normal"&gt;Craft&lt;/span&gt;&lt;/em&gt;&lt;span class="apple-style-span"&gt;&lt;span style="font-size: 9.0pt;font-family:Arial"&gt;, M.&lt;/span&gt;&lt;/span&gt;&lt;span class="apple-converted-space"&gt;&lt;span style="font-size:9.0pt;font-family:Arial"&gt; &lt;/span&gt;&lt;/span&gt;&lt;em&gt;&lt;span style="font-size:9.0pt;font-family:Arial;mso-bidi-font-weight:bold;font-style: normal"&gt;Hawkins&lt;/span&gt;&lt;/em&gt;&lt;/span&gt;&lt;/span&gt;&lt;/em&gt;&lt;/p&gt;&lt;/span&gt;&lt;/span&gt;&lt;p&gt;&lt;/p&gt;&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-4899420356503203665?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/4899420356503203665'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/4899420356503203665'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2010/03/inyeccion-externa-de-gas.html' title='Inyección externa de gas'/><author><name>Carlos Pachón</name><uri>http://www.blogger.com/profile/14817489259722063121</uri><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='30' height='32' src='http://1.bp.blogspot.com/_i5mx2_zqYHE/S5_xq--oFkI/AAAAAAAAAAM/lmnhwU67Hfs/S220/yo1.bmp'/></author></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-3767066307538076120</id><published>2010-03-21T18:22:00.000-07:00</published><updated>2010-03-21T18:29:26.929-07:00</updated><title type='text'>Inyección interna de gas</title><content type='html'>&lt;p class="MsoNormal" style="text-align: justify;"&gt;&lt;span class="apple-style-span"&gt;&lt;span lang="ES-VE"   style="mso-ansi-language:ES-VE;mso-bidi-font-weight: boldfont-family:Arial;color:black;"&gt;&lt;o:p&gt; Inyección interna de gas (internal gas inyection).&lt;/o:p&gt;&lt;/span&gt;&lt;/span&gt;&lt;/p&gt;  &lt;p class="MsoNormal" style="text-align: justify;"&gt;&lt;span class="apple-style-span"&gt;&lt;span lang="ES-VE"   style="mso-ansi-language:ES-VE;mso-bidi-font-weight: boldfont-family:Arial;color:black;"&gt;También se usan sinónimamente los términos &lt;i&gt;Inyección de gas dispersa&lt;/i&gt; (dispersed gas inyection) o &lt;i&gt;Inyección de gas en arreglo&lt;/i&gt; (pattern gas inyection). Se refiere a la inyección de gas cuando se hace en la zona de petróleo, con una distribución del gas dentro del petróleo en una forma mas o menos uniforme.&lt;o:p&gt;&lt;/o:p&gt;&lt;/span&gt;&lt;/span&gt;&lt;/p&gt;&lt;p class="MsoNormal" style="text-align: justify;"&gt;&lt;span class="apple-style-span"&gt;&lt;span lang="ES-VE"   style="mso-ansi-language:ES-VE;mso-bidi-font-weight: boldfont-family:Arial;color:black;"&gt;&lt;/span&gt;&lt;/span&gt;&lt;/p&gt;&lt;span class="apple-style-span"&gt;&lt;span lang="ES-VE"   style="mso-ansi-language:ES-VE;mso-bidi-font-weight: boldfont-family:Arial;color:black;"&gt;&lt;p class="MsoNormal"&gt;&lt;em&gt;&lt;span style="font-size:9.0pt;font-family:Arial; mso-bidi-font-weight:bold;font-style:normal"&gt;Información tomada de: &lt;span class="Apple-style-span" style="font-size: 16px; "&gt;&lt;em&gt;&lt;span style="font-size:9.0pt;font-family:Arial; mso-bidi-font-weight:bold;font-style:normal"&gt;Applied Petroleum Reservoir Engineering&lt;/span&gt;&lt;/em&gt;&lt;span class="apple-converted-space"&gt;&lt;u&gt;&lt;span style="font-size:9.0pt;font-family:Arial"&gt; &lt;/span&gt;&lt;/u&gt;&lt;/span&gt;&lt;span class="apple-style-span"&gt;&lt;span style="font-size:9.0pt;font-family:Arial"&gt;by B.C.&lt;/span&gt;&lt;/span&gt;&lt;span class="apple-converted-space"&gt;&lt;span style="font-size:9.0pt;font-family:Arial"&gt; &lt;/span&gt;&lt;/span&gt;&lt;em&gt;&lt;span style="font-size:9.0pt;font-family:Arial;mso-bidi-font-weight:bold;font-style: normal"&gt;Craft&lt;/span&gt;&lt;/em&gt;&lt;span class="apple-style-span"&gt;&lt;span style="font-size: 9.0pt;font-family:Arial"&gt;, M.&lt;/span&gt;&lt;/span&gt;&lt;span class="apple-converted-space"&gt;&lt;span style="font-size:9.0pt;font-family:Arial"&gt; &lt;/span&gt;&lt;/span&gt;&lt;em&gt;&lt;span style="font-size:9.0pt;font-family:Arial;mso-bidi-font-weight:bold;font-style: normal"&gt;Hawkins&lt;/span&gt;&lt;/em&gt;&lt;/span&gt;&lt;/span&gt;&lt;/em&gt;&lt;/p&gt;&lt;/span&gt;&lt;/span&gt;&lt;p&gt;&lt;/p&gt;&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-3767066307538076120?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/3767066307538076120'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/3767066307538076120'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2010/03/inyeccion-interna-de-gas.html' title='Inyección interna de gas'/><author><name>Carlos Pachón</name><uri>http://www.blogger.com/profile/14817489259722063121</uri><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='30' height='32' src='http://1.bp.blogspot.com/_i5mx2_zqYHE/S5_xq--oFkI/AAAAAAAAAAM/lmnhwU67Hfs/S220/yo1.bmp'/></author></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-9089830495311239925</id><published>2010-03-21T18:21:00.000-07:00</published><updated>2010-03-21T18:22:48.908-07:00</updated><title type='text'>Presión diferencial</title><content type='html'>&lt;p class="MsoNormal"&gt;&lt;span class="apple-style-span"&gt;&lt;span lang="ES-VE" style="font-family:Arial;color:black;mso-ansi-language:ES-VE;mso-bidi-font-weight: bold"&gt;Presión diferencial, p&lt;sub&gt;e&lt;/sub&gt;—p&lt;sub&gt;uf&lt;/sub&gt; (drawdown).&lt;o:p&gt;&lt;/o:p&gt;&lt;/span&gt;&lt;/span&gt;&lt;/p&gt;  &lt;p class="MsoNormal"&gt;&lt;span class="apple-style-span"&gt;&lt;span lang="ES-VE" style="font-family:Arial;color:black;mso-ansi-language:ES-VE;mso-bidi-font-weight: bold"&gt;Es la diferencia entre la presión existente en el límite exterior de un pozo y la presión de fondo de producción del mismo.&lt;o:p&gt;&lt;/o:p&gt;&lt;/span&gt;&lt;/span&gt;&lt;/p&gt;&lt;p class="MsoNormal"&gt;&lt;span class="apple-style-span"&gt;&lt;span lang="ES-VE" style="font-family:Arial;color:black;mso-ansi-language:ES-VE;mso-bidi-font-weight: bold"&gt;&lt;/span&gt;&lt;/span&gt;&lt;/p&gt;&lt;p class="MsoNormal"&gt;&lt;em&gt;&lt;span style="font-size:9.0pt;font-family:Arial; mso-bidi-font-weight:bold;font-style:normal"&gt;Información tomada de: &lt;span class="Apple-style-span" style="font-size: 16px; "&gt;&lt;em&gt;&lt;span style="font-size:9.0pt;font-family:Arial; mso-bidi-font-weight:bold;font-style:normal"&gt;Applied Petroleum Reservoir Engineering&lt;/span&gt;&lt;/em&gt;&lt;span class="apple-converted-space"&gt;&lt;u&gt;&lt;span style="font-size:9.0pt;font-family:Arial"&gt; &lt;/span&gt;&lt;/u&gt;&lt;/span&gt;&lt;span class="apple-style-span"&gt;&lt;span style="font-size:9.0pt;font-family:Arial"&gt;by B.C.&lt;/span&gt;&lt;/span&gt;&lt;span class="apple-converted-space"&gt;&lt;span style="font-size:9.0pt;font-family:Arial"&gt; &lt;/span&gt;&lt;/span&gt;&lt;em&gt;&lt;span style="font-size:9.0pt;font-family:Arial;mso-bidi-font-weight:bold;font-style: normal"&gt;Craft&lt;/span&gt;&lt;/em&gt;&lt;span class="apple-style-span"&gt;&lt;span style="font-size: 9.0pt;font-family:Arial"&gt;, M.&lt;/span&gt;&lt;/span&gt;&lt;span class="apple-converted-space"&gt;&lt;span style="font-size:9.0pt;font-family:Arial"&gt; &lt;/span&gt;&lt;/span&gt;&lt;em&gt;&lt;span style="font-size:9.0pt;font-family:Arial;mso-bidi-font-weight:bold;font-style: normal"&gt;Hawkins&lt;/span&gt;&lt;/em&gt;&lt;/span&gt;&lt;/span&gt;&lt;/em&gt;&lt;/p&gt;&lt;p&gt;&lt;/p&gt;&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-9089830495311239925?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/9089830495311239925'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/9089830495311239925'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2010/03/presion-diferencial.html' title='Presión diferencial'/><author><name>Carlos Pachón</name><uri>http://www.blogger.com/profile/14817489259722063121</uri><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='30' height='32' src='http://1.bp.blogspot.com/_i5mx2_zqYHE/S5_xq--oFkI/AAAAAAAAAAM/lmnhwU67Hfs/S220/yo1.bmp'/></author></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-8736153135218374027</id><published>2010-03-21T18:20:00.000-07:00</published><updated>2010-03-21T18:21:40.184-07:00</updated><title type='text'>Flujo transitorio</title><content type='html'>&lt;p class="MsoNormal" style="text-align: justify;"&gt;&lt;span class="apple-style-span"&gt;&lt;span lang="ES-VE" style="font-family:Arial;color:black;mso-ansi-language:ES-VE;mso-bidi-font-weight: bold"&gt;Flujo transitorio (transient flow).&lt;o:p&gt;&lt;/o:p&gt;&lt;/span&gt;&lt;/span&gt;&lt;/p&gt;  &lt;p class="MsoNormal" style="text-align: justify;"&gt;&lt;span class="apple-style-span"&gt;&lt;span lang="ES-VE" style="font-family:Arial;color:black;mso-ansi-language:ES-VE;mso-bidi-font-weight: bold"&gt;Cuando un pozo cerrado, cuya formación productora se encuentra en equilibrio, se abre a producir el radio de drenaje, r&lt;sub&gt;e&lt;/sub&gt;, cambia constantemente con tiempo hasta alcanzar el radio exterior del pozo. El flujo de la formación al pozo durante este período, se denomina flujo transitorio.&lt;o:p&gt;&lt;/o:p&gt;&lt;/span&gt;&lt;/span&gt;&lt;/p&gt;&lt;p class="MsoNormal" style="text-align: justify;"&gt;&lt;span class="apple-style-span"&gt;&lt;span lang="ES-VE" style="font-family:Arial;color:black;mso-ansi-language:ES-VE;mso-bidi-font-weight: bold"&gt;&lt;/span&gt;&lt;/span&gt;&lt;/p&gt;&lt;p class="MsoNormal"&gt;&lt;em&gt;&lt;span style="font-size:9.0pt;font-family:Arial; mso-bidi-font-weight:bold;font-style:normal"&gt;Información tomada de: &lt;span class="Apple-style-span" style="font-size: 16px; "&gt;&lt;em&gt;&lt;span style="font-size:9.0pt;font-family:Arial; mso-bidi-font-weight:bold;font-style:normal"&gt;Applied Petroleum Reservoir Engineering&lt;/span&gt;&lt;/em&gt;&lt;span class="apple-converted-space"&gt;&lt;u&gt;&lt;span style="font-size:9.0pt;font-family:Arial"&gt; &lt;/span&gt;&lt;/u&gt;&lt;/span&gt;&lt;span class="apple-style-span"&gt;&lt;span style="font-size:9.0pt;font-family:Arial"&gt;by B.C.&lt;/span&gt;&lt;/span&gt;&lt;span class="apple-converted-space"&gt;&lt;span style="font-size:9.0pt;font-family:Arial"&gt; &lt;/span&gt;&lt;/span&gt;&lt;em&gt;&lt;span style="font-size:9.0pt;font-family:Arial;mso-bidi-font-weight:bold;font-style: normal"&gt;Craft&lt;/span&gt;&lt;/em&gt;&lt;span class="apple-style-span"&gt;&lt;span style="font-size: 9.0pt;font-family:Arial"&gt;, M.&lt;/span&gt;&lt;/span&gt;&lt;span class="apple-converted-space"&gt;&lt;span style="font-size:9.0pt;font-family:Arial"&gt; &lt;/span&gt;&lt;/span&gt;&lt;em&gt;&lt;span style="font-size:9.0pt;font-family:Arial;mso-bidi-font-weight:bold;font-style: normal"&gt;Hawkins&lt;/span&gt;&lt;/em&gt;&lt;/span&gt;&lt;/span&gt;&lt;/em&gt;&lt;/p&gt;&lt;p&gt;&lt;/p&gt;&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-8736153135218374027?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/8736153135218374027'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/8736153135218374027'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2010/03/flujo-transitorio.html' title='Flujo transitorio'/><author><name>Carlos Pachón</name><uri>http://www.blogger.com/profile/14817489259722063121</uri><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='30' height='32' src='http://1.bp.blogspot.com/_i5mx2_zqYHE/S5_xq--oFkI/AAAAAAAAAAM/lmnhwU67Hfs/S220/yo1.bmp'/></author></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-2183751635386526009</id><published>2010-03-21T18:19:00.000-07:00</published><updated>2010-03-21T18:30:14.783-07:00</updated><title type='text'>Flujo no continuo</title><content type='html'>&lt;p class="MsoNormal" style="text-align: justify;"&gt;&lt;span class="apple-style-span"&gt;&lt;span style=" mso-bidi-font-weight:bold;font-family:Arial;color:black;"&gt;Flujo no continuo (unsteady state flow).&lt;o:p&gt;&lt;/o:p&gt;&lt;/span&gt;&lt;/span&gt;&lt;/p&gt;  &lt;p class="MsoNormal" style="text-align: justify;"&gt;&lt;span class="apple-style-span"&gt;&lt;span lang="ES-VE"   style="mso-ansi-language:ES-VE;mso-bidi-font-weight: boldfont-family:Arial;color:black;"&gt;También se le denomina &lt;i&gt;Flujo Variable&lt;/i&gt;. Es lo&lt;span style="mso-spacerun:yes"&gt;  &lt;/span&gt;contrario de flujo continuo, es decir, en una sección transversal a la dirección de flujo cualesquiera, la presión, velocidad y densidad de las fases cambia con el tiempo.&lt;o:p&gt;&lt;/o:p&gt;&lt;/span&gt;&lt;/span&gt;&lt;/p&gt;&lt;p class="MsoNormal" style="text-align: justify;"&gt;&lt;span class="apple-style-span"&gt;&lt;span lang="ES-VE"   style="mso-ansi-language:ES-VE;mso-bidi-font-weight: boldfont-family:Arial;color:black;"&gt;&lt;/span&gt;&lt;/span&gt;&lt;/p&gt;&lt;span class="apple-style-span"&gt;&lt;span lang="ES-VE"   style="mso-ansi-language:ES-VE;mso-bidi-font-weight: boldfont-family:Arial;color:black;"&gt;&lt;p class="MsoNormal"&gt;&lt;em&gt;&lt;span style="font-size:9.0pt;font-family:Arial; mso-bidi-font-weight:bold;font-style:normal"&gt;Información tomada de: &lt;span class="Apple-style-span" style="font-size: 16px; "&gt;&lt;em&gt;&lt;span style="font-size:9.0pt;font-family:Arial; mso-bidi-font-weight:bold;font-style:normal"&gt;Applied Petroleum Reservoir Engineering&lt;/span&gt;&lt;/em&gt;&lt;span class="apple-converted-space"&gt;&lt;u&gt;&lt;span style="font-size:9.0pt;font-family:Arial"&gt; &lt;/span&gt;&lt;/u&gt;&lt;/span&gt;&lt;span class="apple-style-span"&gt;&lt;span style="font-size:9.0pt;font-family:Arial"&gt;by B.C.&lt;/span&gt;&lt;/span&gt;&lt;span class="apple-converted-space"&gt;&lt;span style="font-size:9.0pt;font-family:Arial"&gt; &lt;/span&gt;&lt;/span&gt;&lt;em&gt;&lt;span style="font-size:9.0pt;font-family:Arial;mso-bidi-font-weight:bold;font-style: normal"&gt;Craft&lt;/span&gt;&lt;/em&gt;&lt;span class="apple-style-span"&gt;&lt;span style="font-size: 9.0pt;font-family:Arial"&gt;, M.&lt;/span&gt;&lt;/span&gt;&lt;span class="apple-converted-space"&gt;&lt;span style="font-size:9.0pt;font-family:Arial"&gt; &lt;/span&gt;&lt;/span&gt;&lt;em&gt;&lt;span style="font-size:9.0pt;font-family:Arial;mso-bidi-font-weight:bold;font-style: normal"&gt;Hawkins&lt;/span&gt;&lt;/em&gt;&lt;/span&gt;&lt;/span&gt;&lt;/em&gt;&lt;/p&gt;&lt;/span&gt;&lt;/span&gt;&lt;p&gt;&lt;/p&gt;&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-2183751635386526009?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/2183751635386526009'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/2183751635386526009'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2010/03/flujo-no-continuo.html' title='Flujo no continuo'/><author><name>Carlos Pachón</name><uri>http://www.blogger.com/profile/14817489259722063121</uri><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='30' height='32' src='http://1.bp.blogspot.com/_i5mx2_zqYHE/S5_xq--oFkI/AAAAAAAAAAM/lmnhwU67Hfs/S220/yo1.bmp'/></author></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-3872298090454889914</id><published>2010-03-21T18:17:00.000-07:00</published><updated>2010-03-21T18:19:20.584-07:00</updated><title type='text'>Flujo Continuo</title><content type='html'>&lt;p class="MsoNormal"&gt;&lt;span class="apple-style-span"&gt;&lt;span lang="ES-VE" style="font-family:Arial;color:black;mso-ansi-language:ES-VE;mso-bidi-font-weight: bold"&gt;Flujo Continuo (steady state flow). &lt;o:p&gt;&lt;/o:p&gt;&lt;/span&gt;&lt;/span&gt;&lt;/p&gt;  &lt;p class="MsoNormal" style="text-align: justify;"&gt;&lt;span class="apple-style-span"&gt;&lt;span lang="ES-VE" style="font-family:Arial;color:black;mso-ansi-language:ES-VE;mso-bidi-font-weight: bold"&gt;También se le denomina &lt;i&gt;Flujo Invariable&lt;/i&gt; o F&lt;i&gt;lujo en Estado de Equilibrio Dinámico&lt;/i&gt;. Se refiere a la condición de flujo en un sistema, donde la presión, velocidad y densidad de las fases son constantes con tiempo en cada sección transversal a la dirección de flujo. Por lo tanto, en cada sección considerada, el cambio de presión, velocidad y densidad de las fases con tiempo es cero. Estas propiedades pueden cambiar de sección a sección, pero son constantes en cada una. Además, el flujo de volumétrico (a condiciones normales) es el mismo en cualquier parte del sistema.&lt;o:p&gt;&lt;/o:p&gt;&lt;/span&gt;&lt;/span&gt;&lt;/p&gt;&lt;p class="MsoNormal"&gt;&lt;span class="apple-style-span"&gt;&lt;span lang="ES-VE" style="font-family:Arial;color:black;mso-ansi-language:ES-VE;mso-bidi-font-weight: bold"&gt;&lt;/span&gt;&lt;/span&gt;&lt;/p&gt;&lt;p class="MsoNormal"&gt;&lt;em&gt;&lt;span style="font-size:9.0pt;font-family:Arial; mso-bidi-font-weight:bold;font-style:normal"&gt;Información tomada de:&lt;o:p&gt;&lt;/o:p&gt;&lt;/span&gt;&lt;/em&gt;&lt;/p&gt;  &lt;p class="MsoNormal"&gt;&lt;em&gt;&lt;span style="font-size:9.0pt;font-family:Arial; mso-bidi-font-weight:bold;font-style:normal"&gt;Applied Petroleum Reservoir Engineering&lt;/span&gt;&lt;/em&gt;&lt;span class="apple-converted-space"&gt;&lt;u&gt;&lt;span style="font-size:9.0pt;font-family:Arial"&gt; &lt;/span&gt;&lt;/u&gt;&lt;/span&gt;&lt;span class="apple-style-span"&gt;&lt;span style="font-size:9.0pt;font-family:Arial"&gt;by B.C.&lt;/span&gt;&lt;/span&gt;&lt;span class="apple-converted-space"&gt;&lt;span style="font-size:9.0pt;font-family:Arial"&gt; &lt;/span&gt;&lt;/span&gt;&lt;em&gt;&lt;span style="font-size:9.0pt;font-family:Arial;mso-bidi-font-weight:bold;font-style: normal"&gt;Craft&lt;/span&gt;&lt;/em&gt;&lt;span class="apple-style-span"&gt;&lt;span style="font-size: 9.0pt;font-family:Arial"&gt;, M.&lt;/span&gt;&lt;/span&gt;&lt;span class="apple-converted-space"&gt;&lt;span style="font-size:9.0pt;font-family:Arial"&gt; &lt;/span&gt;&lt;/span&gt;&lt;em&gt;&lt;span style="font-size:9.0pt;font-family:Arial;mso-bidi-font-weight:bold;font-style: normal"&gt;Hawkins&lt;o:p&gt;&lt;/o:p&gt;&lt;/span&gt;&lt;/em&gt;&lt;/p&gt;&lt;p&gt;&lt;/p&gt;&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-3872298090454889914?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/3872298090454889914'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/3872298090454889914'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2010/03/flujo-continuo.html' title='Flujo Continuo'/><author><name>Carlos Pachón</name><uri>http://www.blogger.com/profile/14817489259722063121</uri><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='30' height='32' src='http://1.bp.blogspot.com/_i5mx2_zqYHE/S5_xq--oFkI/AAAAAAAAAAM/lmnhwU67Hfs/S220/yo1.bmp'/></author></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-4426066368573132702</id><published>2010-03-21T18:14:00.000-07:00</published><updated>2010-03-21T18:16:29.821-07:00</updated><title type='text'>Roca Oleófila</title><content type='html'>&lt;p class="MsoNormal"&gt;&lt;span class="apple-style-span"&gt;&lt;span style="font-family:Arial; color:black;mso-bidi-font-weight:bold"&gt;Roca (arena) Oleófila (oil wet rock (sand)). &lt;o:p&gt;&lt;/o:p&gt;&lt;/span&gt;&lt;/span&gt;&lt;/p&gt;  &lt;p class="MsoNormal"&gt;&lt;span class="apple-style-span"&gt;&lt;span lang="ES-VE" style="font-family:Arial;color:black;mso-ansi-language:ES-VE;mso-bidi-font-weight: bold"&gt;También se le denomina &lt;i&gt;Roca (Arena) Humectada por Petróleo&lt;/i&gt;. Roca (arena) cuya superficies de los granos entran preferentemente en contacto con el petróleo.&lt;o:p&gt;&lt;/o:p&gt;&lt;/span&gt;&lt;/span&gt;&lt;/p&gt;&lt;p class="MsoNormal"&gt;&lt;span class="apple-style-span"&gt;&lt;span lang="ES-VE" style="font-family:Arial;color:black;mso-ansi-language:ES-VE;mso-bidi-font-weight: bold"&gt;&lt;/span&gt;&lt;/span&gt;&lt;/p&gt;&lt;p class="MsoNormal"&gt;&lt;/p&gt;&lt;p class="MsoNormal"&gt;&lt;em&gt;&lt;span style="font-size:9.0pt;font-family:Arial; mso-bidi-font-weight:bold;font-style:normal"&gt;Información tomada de:&lt;/span&gt;&lt;/em&gt;&lt;/p&gt;&lt;p class="MsoNormal"&gt;&lt;em&gt;&lt;span style="font-size:9.0pt;font-family:Arial; mso-bidi-font-weight:bold;font-style:normal"&gt;&lt;span class="Apple-style-span" style="font-size: 16px; "&gt;&lt;em&gt;&lt;span style="font-size:9.0pt;font-family:Arial; mso-bidi-font-weight:bold;font-style:normal"&gt;Applied Petroleum Reservoir Engineering&lt;/span&gt;&lt;/em&gt;&lt;span class="apple-converted-space"&gt;&lt;u&gt;&lt;span style="font-size:9.0pt;font-family:Arial"&gt; &lt;/span&gt;&lt;/u&gt;&lt;/span&gt;&lt;span class="apple-style-span"&gt;&lt;span style="font-size:9.0pt;font-family:Arial"&gt;by B.C.&lt;/span&gt;&lt;/span&gt;&lt;span class="apple-converted-space"&gt;&lt;span style="font-size:9.0pt;font-family:Arial"&gt; &lt;/span&gt;&lt;/span&gt;&lt;em&gt;&lt;span style="font-size:9.0pt;font-family:Arial;mso-bidi-font-weight:bold;font-style: normal"&gt;Craft&lt;/span&gt;&lt;/em&gt;&lt;span class="apple-style-span"&gt;&lt;span style="font-size: 9.0pt;font-family:Arial"&gt;, M.&lt;/span&gt;&lt;/span&gt;&lt;span class="apple-converted-space"&gt;&lt;span style="font-size:9.0pt;font-family:Arial"&gt; &lt;/span&gt;&lt;/span&gt;&lt;em&gt;&lt;span style="font-size:9.0pt;font-family:Arial;mso-bidi-font-weight:bold;font-style: normal"&gt;Hawkins&lt;/span&gt;&lt;/em&gt;&lt;/span&gt;&lt;/span&gt;&lt;/em&gt;&lt;/p&gt;&lt;p&gt;&lt;/p&gt;&lt;p&gt;&lt;/p&gt;&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-4426066368573132702?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/4426066368573132702'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/4426066368573132702'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2010/03/roca-oleofila.html' title='Roca Oleófila'/><author><name>Carlos Pachón</name><uri>http://www.blogger.com/profile/14817489259722063121</uri><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='30' height='32' src='http://1.bp.blogspot.com/_i5mx2_zqYHE/S5_xq--oFkI/AAAAAAAAAAM/lmnhwU67Hfs/S220/yo1.bmp'/></author></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-7170413046957886124</id><published>2010-03-18T14:36:00.000-07:00</published><updated>2010-03-18T14:40:37.059-07:00</updated><title type='text'>Temperatura crítica</title><content type='html'>Temperatura sobre la cual un gas no puede ser licuado solo con presión. A  esta temperatura, no hay distinción entre líquido y vapor, teniendo  ambos la misma densidad y constituyendo un sistema homogéneo.&lt;br /&gt;http://www.aga.com/International/SouthAmerica/WEB/sg/HiQGloss.nsf/Index/CRITICAL_TEMPERATURE__?open&amp;amp;lang=en,es,pt&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-7170413046957886124?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/7170413046957886124'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/7170413046957886124'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2010/03/temperatura-critica.html' title='Temperatura crítica'/><author><name>Mileidy Fragoza</name><uri>http://www.blogger.com/profile/17502855385352064082</uri><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='16' height='16' src='http://img2.blogblog.com/img/b16-rounded.gif'/></author></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-3411665999912389751</id><published>2010-03-18T14:28:00.000-07:00</published><updated>2010-03-18T14:34:27.621-07:00</updated><title type='text'>Anticlinal</title><content type='html'>Es un plegamiento de la corteza terrestre, en forma convexa hacia arriba, en el que los estratos más recientes envuelven a los más antiguos. El plegamiento es debido a esfuerzos compresivos tectónicos.&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-3411665999912389751?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/3411665999912389751'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/3411665999912389751'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2010/03/anticlinal.html' title='Anticlinal'/><author><name>Mileidy Fragoza</name><uri>http://www.blogger.com/profile/17502855385352064082</uri><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='16' height='16' src='http://img2.blogblog.com/img/b16-rounded.gif'/></author></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-6762859897385025371</id><published>2010-03-18T14:07:00.000-07:00</published><updated>2010-03-18T14:35:54.963-07:00</updated><title type='text'>Sinclinal</title><content type='html'>Es el plegamiento de la corteza terrestre en forma de V, en la cual los estratos más antiguos envuelven a los más modernos. El plegamiento es debido a fuerzas compresivas tectónicas.&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-6762859897385025371?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/6762859897385025371'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/6762859897385025371'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2010/03/sinclinal.html' title='Sinclinal'/><author><name>Mileidy Fragoza</name><uri>http://www.blogger.com/profile/17502855385352064082</uri><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='16' height='16' src='http://img2.blogblog.com/img/b16-rounded.gif'/></author></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-4005186999436491280</id><published>2010-03-18T14:01:00.000-07:00</published><updated>2010-03-18T14:07:06.635-07:00</updated><title type='text'>Reventón (blowout)</title><content type='html'>El escape sin control de petróleo, gas o agua de un pozo debido a la liberación de presión en un yacimiento o a la falla de los sistemas de contención.&lt;br /&gt;http://www.insituh.com/bajadas/GLOSARIO_del_Petroleo_IMP.pdf&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-4005186999436491280?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/4005186999436491280'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/4005186999436491280'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2010/03/reventon-blowout.html' title='Reventón (blowout)'/><author><name>Mileidy Fragoza</name><uri>http://www.blogger.com/profile/17502855385352064082</uri><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='16' height='16' src='http://img2.blogblog.com/img/b16-rounded.gif'/></author></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-5031220379855809719</id><published>2010-03-18T13:49:00.000-07:00</published><updated>2010-03-18T14:01:03.606-07:00</updated><title type='text'>Reservas posibles</title><content type='html'>Estimado de reservas de petróleo y/o gas en base a datos geológicos o de ingeniería, de áreas no perforadas o no probadas.&lt;br /&gt;http://www.insituh.com/bajadas/GLOSARIO_del_Petroleo_IMP.pdf&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-5031220379855809719?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/5031220379855809719'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/5031220379855809719'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2010/03/reservas-posibles.html' title='Reservas posibles'/><author><name>Mileidy Fragoza</name><uri>http://www.blogger.com/profile/17502855385352064082</uri><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='16' height='16' src='http://img2.blogblog.com/img/b16-rounded.gif'/></author></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-5487935234531006627</id><published>2010-03-18T13:37:00.000-07:00</published><updated>2010-03-18T13:47:36.075-07:00</updated><title type='text'>Metano</title><content type='html'>La más pequeña de las moléculas de los hidrocarburos, con un átomo de carbono y cuatro átomos de hidrógeno. Es el componente principal del gas natural, pero también está presente en las capas de carbón, y es producido por animales y por la descomposoción de vegetales. Es un gas ligero, sin olor, sin color y flamable bajo condiciones normales. El metano es el primer miembro de la serie de alcanos (parafinas). A presión atmosférica se licúa a -162ºC.&lt;br /&gt;http://www.insituh.com/bajadas/GLOSARIO_del_Petroleo_IMP.pdf&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-5487935234531006627?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/5487935234531006627'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/5487935234531006627'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2010/03/metano.html' title='Metano'/><author><name>Mileidy Fragoza</name><uri>http://www.blogger.com/profile/17502855385352064082</uri><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='16' height='16' src='http://img2.blogblog.com/img/b16-rounded.gif'/></author></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-1540764751941963225</id><published>2010-03-18T13:35:00.000-07:00</published><updated>2010-03-18T13:37:53.981-07:00</updated><title type='text'>Hidrocarburo</title><content type='html'>Cualquier compuesto o mezcla de compuestos, sólido, líquido o gas que contiene carbono e hidrógeno.&lt;br /&gt;http://www.insituh.com/bajadas/GLOSARIO_del_Petroleo_IMP.pdf&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-1540764751941963225?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/1540764751941963225'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/1540764751941963225'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2010/03/hidrocarburo.html' title='Hidrocarburo'/><author><name>Mileidy Fragoza</name><uri>http://www.blogger.com/profile/17502855385352064082</uri><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='16' height='16' src='http://img2.blogblog.com/img/b16-rounded.gif'/></author></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-1382706678257419226</id><published>2010-03-18T13:20:00.000-07:00</published><updated>2010-03-18T13:35:13.590-07:00</updated><title type='text'>Propano</title><content type='html'>Hidrocarburo que se encuentra en pequeñas cantidades en el gas natural, consistente de tres átomos de carbono y ocho de hidrógeno; gaseoso en condiciones normales. Se le emplea como combustible automotriz, para cocinar y para calefacción. A presión atmosférica el propano se licúa a -42ºC.&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-1382706678257419226?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/1382706678257419226'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/1382706678257419226'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2010/03/propano.html' title='Propano'/><author><name>Mileidy Fragoza</name><uri>http://www.blogger.com/profile/17502855385352064082</uri><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='16' height='16' src='http://img2.blogblog.com/img/b16-rounded.gif'/></author></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-7731859368332415088</id><published>2009-06-23T10:09:00.000-07:00</published><updated>2009-11-23T16:21:51.476-08:00</updated><category scheme='http://www.blogger.com/atom/ns#' term='Ecuaciones de balance de materiales'/><title type='text'>Lista de Ecuaciones para la Dinámica de yacimientos según el estado de agotamiento</title><content type='html'>&lt;strong&gt;Lista de Ecuaciones:&lt;/strong&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;1. Ecuación General de Balance de Materiales (EBM)&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;img id="BLOGGER_PHOTO_ID_5350572269682394914" style="DISPLAY: block; MARGIN: 0px auto 10px; WIDTH: 400px; CURSOR: hand; HEIGHT: 97px; TEXT-ALIGN: center" alt="" src="http://2.bp.blogspot.com/_rB2iz9UmcFE/SkENIXd5hyI/AAAAAAAAAFU/58H1kTd_6T4/s400/scan0023.bmp" border="0" /&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;2. EBM para yacimientos bajosaturados entre Pi y P burbujeo&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;img id="BLOGGER_PHOTO_ID_5350572475562244018" style="DISPLAY: block; MARGIN: 0px auto 10px; WIDTH: 400px; CURSOR: hand; HEIGHT: 44px; TEXT-ALIGN: center" alt="" src="http://3.bp.blogspot.com/_rB2iz9UmcFE/SkENUWbet7I/AAAAAAAAAFc/_LJkQFZSUuM/s400/scan0024.bmp" border="0" /&gt;&lt;br /&gt;&lt;span id='fullpost'&gt;&lt;br /&gt;3. EBM para yacimientos de gas&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;img id="BLOGGER_PHOTO_ID_5350572763087030178" style="DISPLAY: block; MARGIN: 0px auto 10px; WIDTH: 385px; CURSOR: hand; HEIGHT: 86px; TEXT-ALIGN: center" alt="" src="http://2.bp.blogspot.com/_rB2iz9UmcFE/SkENlFiux6I/AAAAAAAAAFk/Sahe0qPr-o0/s400/scan0025.bmp" border="0" /&gt; &lt;br /&gt;&lt;br /&gt;4. Ecuación de Darcy para flujo radial&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;img id="BLOGGER_PHOTO_ID_5350572942632910530" style="DISPLAY: block; MARGIN: 0px auto 10px; WIDTH: 400px; CURSOR: hand; HEIGHT: 114px; TEXT-ALIGN: center" alt="" src="http://1.bp.blogspot.com/_rB2iz9UmcFE/SkENviZzfsI/AAAAAAAAAFs/6rA_Be_QfZ8/s400/scan0026.bmp" border="0" /&gt; &lt;br /&gt;&lt;br /&gt;5. Ecuación de relación gas/petróleo total (gas en solución más gas libre)&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;img id="BLOGGER_PHOTO_ID_5350573187393713202" style="DISPLAY: block; MARGIN: 0px auto 10px; WIDTH: 400px; CURSOR: hand; HEIGHT: 94px; TEXT-ALIGN: center" alt="" src="http://3.bp.blogspot.com/_rB2iz9UmcFE/SkEN9yNU9DI/AAAAAAAAAF0/DIpyD1rWx54/s400/scan0027.bmp" border="0" /&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;6. Ecuación de flujo fraccional de agua en función de tasas&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;img id="BLOGGER_PHOTO_ID_5350573393293339154" style="DISPLAY: block; MARGIN: 0px auto 10px; WIDTH: 388px; CURSOR: hand; HEIGHT: 106px; TEXT-ALIGN: center" alt="" src="http://2.bp.blogspot.com/_rB2iz9UmcFE/SkEOJxPn6hI/AAAAAAAAAF8/IpOn5OT2qys/s400/scan0028.bmp" border="0" /&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;7. Ecuación de porcentaje de agua dentro de la corriente total de líquidos producidos&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;img id="BLOGGER_PHOTO_ID_5350573617385589074" style="DISPLAY: block; MARGIN: 0px auto 10px; WIDTH: 288px; CURSOR: hand; HEIGHT: 47px; TEXT-ALIGN: center" alt="" src="http://3.bp.blogspot.com/_rB2iz9UmcFE/SkEOW0DYSVI/AAAAAAAAAGE/OxdH7xhIzo0/s400/scan0029.bmp" border="0" /&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;8. Ecuación generalizada de flujo fraccional de agua&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;img id="BLOGGER_PHOTO_ID_5350573869494688210" style="DISPLAY: block; MARGIN: 0px auto 10px; WIDTH: 328px; CURSOR: hand; HEIGHT: 86px; TEXT-ALIGN: center" alt="" src="http://4.bp.blogspot.com/_rB2iz9UmcFE/SkEOlfO32dI/AAAAAAAAAGM/6Ga7SVSipZc/s400/scan0030.bmp" border="0" /&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;9. Ecuación de tiempo de producción estimado para cada etapa de agotamiento&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;img id="BLOGGER_PHOTO_ID_5350574045142381970" style="DISPLAY: block; MARGIN: 0px auto 10px; WIDTH: 314px; CURSOR: hand; HEIGHT: 72px; TEXT-ALIGN: center" alt="" src="http://4.bp.blogspot.com/_rB2iz9UmcFE/SkEOvtki9ZI/AAAAAAAAAGU/3PBtZCoENkg/s400/scan0031.bmp" border="0" /&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;10. Ecuación para cálculo del caudal de cualquier fluido durante prueba de producción&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;img id="BLOGGER_PHOTO_ID_5350574225642840226" style="DISPLAY: block; MARGIN: 0px auto 10px; WIDTH: 400px; CURSOR: hand; HEIGHT: 68px; TEXT-ALIGN: center" alt="" src="http://1.bp.blogspot.com/_rB2iz9UmcFE/SkEO6N_NYKI/AAAAAAAAAGc/K1d_PT6sI1w/s400/scan0032.bmp" border="0" /&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;11. Ecuación de relación gas/petróleo acumulada&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;img id="BLOGGER_PHOTO_ID_5350574584639370658" style="DISPLAY: block; MARGIN: 0px auto 10px; WIDTH: 262px; CURSOR: hand; HEIGHT: 64px; TEXT-ALIGN: center" alt="" src="http://1.bp.blogspot.com/_rB2iz9UmcFE/SkEPPHWptaI/AAAAAAAAAGk/Lx6LxQOVQko/s400/scan0033.bmp" border="0" /&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;12. Ecuación de relación gas/petróleo instantánea&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;img id="BLOGGER_PHOTO_ID_5350574691467779474" style="DISPLAY: block; MARGIN: 0px auto 10px; WIDTH: 387px; CURSOR: hand; HEIGHT: 86px; TEXT-ALIGN: center" alt="" src="http://2.bp.blogspot.com/_rB2iz9UmcFE/SkEPVVUh3ZI/AAAAAAAAAGs/Z3fEoD90mOw/s400/scan0034.bmp" border="0" /&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Fuente: Efraín E. Barberii Martín Essenfeld&lt;br /&gt;Yacimientos de hidrocarburos Tomo III&lt;br /&gt;Reservas: explotación&lt;br /&gt;Producción: utilización de pozos y abandono&lt;/span&gt;&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-7731859368332415088?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/7731859368332415088'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/7731859368332415088'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2009/06/lista-de-ecuaciones-para-la-dinamica-de.html' title='Lista de Ecuaciones para la Dinámica de yacimientos según el estado de agotamiento'/><author><name>YINO.R  USECHE.L</name><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='16' height='16' src='http://img2.blogblog.com/img/b16-rounded.gif'/></author><media:thumbnail xmlns:media='http://search.yahoo.com/mrss/' url='http://2.bp.blogspot.com/_rB2iz9UmcFE/SkENIXd5hyI/AAAAAAAAAFU/58H1kTd_6T4/s72-c/scan0023.bmp' height='72' width='72'/></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-8142972433323694278</id><published>2009-06-23T08:47:00.000-07:00</published><updated>2009-11-23T16:24:23.818-08:00</updated><category scheme='http://www.blogger.com/atom/ns#' term='clasificación de las reservas'/><title type='text'>Factores en la estimación de reservas</title><content type='html'>&lt;strong&gt;Factores de extracción y relación pozo/yacimiento&lt;/strong&gt;&lt;br /&gt;Se define como factor final de extracción o factor de recuperación final aquel porcentaje o fracción de los volúmenes de hidrocarburos en sitio (VHES) que se espera haber producido para el momento en que se abandone la explotación de la acumulación.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Si el factor de extracción se expresa como fracción (aunque también es común expresarlo como porcentaje), la reserva inicial es simplemente el volumen obtenido al multiplicar el volumen original en sitio por el factor de extracción final anticipado o factor de recuperación final: &lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;img id="BLOGGER_PHOTO_ID_5350558442718901506" style="DISPLAY: block; MARGIN: 0px auto 10px; WIDTH: 400px; CURSOR: hand; HEIGHT: 62px; TEXT-ALIGN: center" alt="" src="http://4.bp.blogspot.com/_rB2iz9UmcFE/SkEAjiA6NQI/AAAAAAAAAEs/FgzpUHJ85_E/s400/scan0022.bmp" border="0" /&gt;&lt;br /&gt;&lt;span id='fullpost'&gt;&lt;br /&gt;Esta definición es sumamente genérica y conduce al estimado de las reservas remanentes en cualquier momento de la explotación:&lt;br /&gt;&lt;img id="BLOGGER_PHOTO_ID_5350558157383767490" style="DISPLAY: block; MARGIN: 0px auto 10px; WIDTH: 400px; CURSOR: hand; HEIGHT: 70px; TEXT-ALIGN: center" alt="" src="http://4.bp.blogspot.com/_rB2iz9UmcFE/SkEAS7DtlcI/AAAAAAAAAEk/NB38I0wVj10/s400/scan0021.bmp" border="0" /&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Debe quedar claro que las definiciones de volumen original en sitio, factor de extracción y reservas se aplican a las acumulaciones o yacimientos completos (no a pozos individuales). Sin embargo, no es menos cierto que aunque se pueden estimar las reservas de una acumulación sin que se tengan disponibles los pozos para producirlas, es condición indispensable para poder producir esos volúmenes de reservas, disponer oportunamente de los pozos activos que permitan producirlas. Dicho de otra manera, las cifras o estimados de reservas pueden obtenerse sin que las mismas sean producibles y simplemente serán volúmenes estimados que aparecen en un Libro de Reservas. Sin embargo, para asignarles el calificativo de Reservas Producibles es requisito indispensable disponer de un Plan de Producción que identifique de manera cierta y confiable en el tiempo los pozos que se utilizarán y los respectivos pronósticos tasa/tiempo.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Es un error común calificar reservas como producibles, sin que estén disponibles los pozos respectivos ni se tenga un Plan de Producción confiable.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Se concluye entonces que, aunque las reservas significan acumulaciones completas (y no pozos), esas reservas sólo serán producibles a través de los pozos terminados en la acumulación. Entonces, es obvia la relación entre las reservas y los pozos como elementos que permiten producir esas reservas.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;strong&gt;Factores de extracción y mecanismos de producción&lt;/strong&gt;&lt;br /&gt;El volumen de extracción obtenible o de recuperación final de cualquier acumulación está directamente relacionado con sus fuentes de energía de producción. La denominación Mecanismos de Producción es simplemente una manera de distinguir las fuentes de energía de cualquier acumulación.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Las fuentes naturales de energía son generalmente: salida del gas de solución, expansión de la roca y de los fluidos, expansión del casquete de gas, compactación de la roca e influjo de agua. Generalmente, estos mecanismos pueden manifestarse en combinación. También es común considerar otras fuentes (no naturales) de energía, como son: inyección de fluidos (gas, agua, polímeros y/u otros aditivos), adición de calor vía inyección de vapor, combustión in-situ y otros.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Cada proceso está asociado a un factor de extracción distinto, ya que son tipos distintos de energía de producción.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Por eso, no debe sorprender que se hagan para cada acumulación estudios completos de pronóstico de comportamiento, según diferentes Planes de Producción que utilicen las posibles fuentes naturales y no naturales energía.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;FUENTE: Efraín E. Barberii Martín Essenfeld. Yacimientos de hidrocaburos Tomo III reservas: explotación utilización de pozos y abandono&lt;/span&gt;&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-8142972433323694278?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/8142972433323694278'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/8142972433323694278'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2009/06/estimacion-de-reservas_23.html' title='Factores en la estimación de reservas'/><author><name>YINO.R  USECHE.L</name><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='16' height='16' src='http://img2.blogblog.com/img/b16-rounded.gif'/></author><media:thumbnail xmlns:media='http://search.yahoo.com/mrss/' url='http://4.bp.blogspot.com/_rB2iz9UmcFE/SkEAjiA6NQI/AAAAAAAAAEs/FgzpUHJ85_E/s72-c/scan0022.bmp' height='72' width='72'/></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-5413289302708460204</id><published>2009-06-23T08:33:00.000-07:00</published><updated>2009-11-23T16:27:43.994-08:00</updated><category scheme='http://www.blogger.com/atom/ns#' term='clasificación de las reservas'/><title type='text'>Estimación de Reservas</title><content type='html'>&lt;strong&gt;Consideraciones generales&lt;/strong&gt;&lt;br /&gt;Una vez que se tiene disponible un estimado confiable de hidrocarburos originalmente en sitio (POES, GOES y COES) queda entonces claro que estimar las reservas iniciales totales de cualquier yacimiento es un proceso sistemático que requiere calcular a su vez el factor de extracción o recuperación final que se anticipa pueda lograrse de la acumulación. Como se ha indicado, el mismo está vinculado a las fuentes de energía disponibles y su aprovechamiento y, además, exige un Plan de Producción.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;strong&gt;Relación de las reservas con los pronósticos de producción&lt;/strong&gt;&lt;br /&gt;Conceptualmente, se debería pensar que para cada barril de Reservas Probadas debe existir un Plan o Pronóstico de Producción. Aunque esta es la situación ideal, generalmente no ocurre en la práctica.&lt;br /&gt;&lt;span id='fullpost'&gt;&lt;br /&gt;En muchos casos, se conoce con certeza el volumen de hidrocarburos en sitio, y se procede a estimar un factor de extracción coherente con las fuentes de energía para luego calcular reservas probadas (volumen en sitio multiplicado por factor de extracción) sin contar con un Plan Concreto de Producción.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Más y más, las empresas operadoras están cuestionando las magnitudes de las Reservas Probadas mostradas en los Libros de Reservas, cuando no se tiene un pronóstico confiable de producción.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;La tendencia ahora es evaluar sistemáticamente cada yacimiento, y generar un pronóstico, aunque sea con enfoques sencillos, para que en cada caso, la cifra de Reservas en Libros lleve atado un Programa de Producción (tasa/tiempo) el cual, una vez integrado, genere el volumen de Reservas en Libros para cada empresa.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Este procedimiento, que generalmente se identifica como Base de Recursos, es muy importante porque tiene la bondad de obligar a revisar los estimados de hidrocarburos originalmente en sitio, los mecanismos de producción, la disponibilidad actual y eventual de pozos e inclusive las instalaciones de campo.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Este proceso agrega gran certeza a los Libros de Reservas.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Los pronósticos de producción generalmente son análisis de la mecánica del fenómeno físico de producción. Sin embargo, a continuación se trata un procedimiento no mecánico con el mismo objetivo de obtener y/o verificar cada estimado de Reservas Probadas con un pronóstico de producción.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;strong&gt;-Análisis de declinación&lt;/strong&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Cuando un yacimiento cumple con el requisito de tener cierta historia, se puede emplear un procedimiento estadístico para analizar/utilizar dicha historia y pronosticar el comportamiento futuro (de los pozos o de la acumulación completa) mediante Análisis de Curvas de Declinación.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Este es un procedimiento estadístico válido para preparar pronósticos del comportamiento de la producción. Una vez disponibles, la integración de esas curvas estadísticas tasa/tiempo es un procedimiento válido de certificación de reservas. Ciertamente, es mucho más deseable disponer de pronósticos fundamentados en mecanismos del comportamiento para cada acumulación, pero siempre es mejor un estimado de reservas apoyado en pronósticos (aunque sean de origen estadístico como es el caso de los análisis de declinación) que reservas estimadas por análisis también estadísticos pero de factores de extracción.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;De igual manera, si no se tiene otro procedimiento más confiable, hay trabajos estadísticos (específicos para cuencas) de factores anticipados de extracción que representan un mayor grado de certeza que los simples estimados genéricos de factor de extracción.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;strong&gt;Análisis de mecanismos vs. Análisis estadísticos&lt;/strong&gt;&lt;br /&gt;Es deseable disponer para cada acumulación de un pronóstico de su comportamiento mediante mecanismos que, una vez integrados en su curva tasa/tiempo, permitan apoyar el valor estimado del factor de extracción y las Reservas Probadas. Sin embargo, se debe reconocer que, por la envergadura del esfuerzo, esta es una situación ideal deseable pero que generalmente sólo se cumple para los yacimientos de mayor tamaño que representan mayor interés para las operadoras.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;FUENTE: Efraín E. Barberii Martín Essenfeld - Yacimientos de Hidrocarburos Tomo III - Reservas: explotación Producción: utilización de pozos y abandono &lt;br /&gt;&lt;/span&gt;&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-5413289302708460204?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/5413289302708460204'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/5413289302708460204'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2009/06/estimacion-de-reservas.html' title='Estimación de Reservas'/><author><name>YINO.R  USECHE.L</name><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='16' height='16' src='http://img2.blogblog.com/img/b16-rounded.gif'/></author></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-2833759782675091570</id><published>2009-06-23T06:45:00.000-07:00</published><updated>2009-11-23T16:32:08.085-08:00</updated><category scheme='http://www.blogger.com/atom/ns#' term='clasificación de las reservas'/><title type='text'>Clasificación de las reservas de hidrocarburos</title><content type='html'>Además de los criterios estándar utilizados mundialmente para la clasificación de las reservas en términos de razonable certeza y condiciones técnicas y económicas existentes, en Venezuela y otros países se usan algunas subclasificaciones adicionales, para lograr un seguimiento mas detallado de los volúmenes de hidrocarburos existentes en el país.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;img id="BLOGGER_PHOTO_ID_5350561844519472898" style="DISPLAY: block; MARGIN: 0px auto 10px; WIDTH: 400px; CURSOR: hand; HEIGHT: 97px; TEXT-ALIGN: center" alt="" src="http://1.bp.blogspot.com/_rB2iz9UmcFE/SkEDpitXjwI/AAAAAAAAAFE/_YFISPQdMCY/s400/scan0019.bmp" border="0" /&gt; &lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;strong&gt;Reservas Probadas&lt;/strong&gt;&lt;br /&gt;Cantidad de condensado, petróleo crudo, bitumen, gas natural y sustancias asociadas estimadas con razonable certeza, recuperables comercialmente de yacimientos conocidos, de acuerdo con la información geológica y de ingeniería disponible para un momento determinado. La utilización del termino razonable certeza indica un alto grado de certidumbre (mayor al 90%).&lt;br /&gt;&lt;span id='fullpost'&gt;&lt;br /&gt;&lt;strong&gt;Reservas Probables&lt;/strong&gt;&lt;br /&gt;Cantidades estimadas de condensado, petróleo crudo, bitumen, gas natural y sustancias asociadas atribuibles a acumulaciones conocidas, en las cuales la información geológica y de ingeniería indica un grado de menor certeza en su recuperación, comparado con el de reservas probadas. En este caso se habla de un 50% de probabilidades de éxito.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;strong&gt;Reservas Posibles&lt;/strong&gt;&lt;br /&gt;Cantidades estimadas de condensado, petróleo crudo, bitumen, gas natural y sustancias asociadas, atribuibles a acumulaciones conocidas, en las cuales la información geológica y de ingeniería indica que su recuperación es factible, pero con un grado menor de certeza al de las Reservas Probables. Deben tener por lo menos un 10% de probabilidades de éxito. &lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;img id="BLOGGER_PHOTO_ID_5350562458082772578" style="DISPLAY: block; MARGIN: 0px auto 10px; WIDTH: 400px; CURSOR: hand; HEIGHT: 270px; TEXT-ALIGN: center" alt="" src="http://1.bp.blogspot.com/_rB2iz9UmcFE/SkEENQaQhmI/AAAAAAAAAFM/L64txJp5fHA/s400/scan0020.bmp" border="0" /&gt;Curvas de expectativas&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Según la energía del yacimiento, las reservas se clasifican en:&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;strong&gt;Reservas Primarias&lt;/strong&gt;&lt;br /&gt;Cantidad de hidrocarburos que se puede recuperar con la energía propia o natural del yacimiento.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;strong&gt;Reservas Secundarias&lt;/strong&gt;&lt;br /&gt;Cantidad adicional de hidrocarburos que se pudiera recuperar, como resultado de la incorporación de energía suplementaria al yacimiento a través de métodos de recuperación adicional, tales como: inyección de agua, gas, fluidos miscibles o cualquier o cualquier otro fluido o energía que ayude a restituir la presión del yacimiento y/o desplazar los hidrocarburos para aumentar la extracción del petróleo.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;strong&gt;Reservas desarrolladas &lt;/strong&gt;&lt;br /&gt;Reservas probadas de condensado, petróleo crudo, bitumen, gas natural y sustancias asociadas, que se esperan recuperar a través de los pozos e instalaciones existentes. Estas reservas deben estimarse tomando en cuenta los pozos activos e inactivos que generen potencial.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Se pueden dividir en Productoras y No productoras.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;strong&gt;Reservas Desarrolladas Productoras&lt;/strong&gt;:&lt;br /&gt;Cantidad de reservas producibles a través de los pozos con intervalos abiertos a producción en el momento de la evaluación.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;strong&gt;Reservas Desarrolladas No Productoras&lt;/strong&gt;:&lt;br /&gt;Cantidad de reservas producibles a través de los pozos con capacidad de producción que no han estado en producción o, que habiendo estado previamente en producción, no se conoce la fecha en se inicio la misma.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;strong&gt;Reservas Desarrolladas Suplementarias&lt;/strong&gt;:&lt;br /&gt;Cantidades adicionales de reservas probadas, generadas por la implantación exitosa de un proyecto de recuperación suplementaria completo.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;strong&gt;Reservas No Desarrolladas&lt;/strong&gt;&lt;br /&gt;Las Reservas Probadas de condensado, petróleo crudo, gas natural y sustancias asociadas que se pueden recuperar comercialmente a través de pozos adicionales a perforar e instalaciones existentes o futuras.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Este caso se puede ilustrar más claramente con los siguientes ejemplos:&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;-En áreas de yacimientos que requieren perforación adicional de desarrollo&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;-Volúmenes que se incorporan a producción mediante trabajos de profundización en el mismo yacimiento&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;-Reservas probadas de yacimientos cuyos pozos-zonas están aisladas entre empacaduras en completaciones selectivas&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;-Reservas detrás de tuberías, cuando la información de perfiles disponibles sea confiable a juicio del evaluador&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;FUENTE: Efraín E. Barberii Martín Essenfeld - Yacimientos de hidrocarburos Tomo III - Reservas:explotación Producción: utilizacion de pozos y abandono&lt;/span&gt;&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-2833759782675091570?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/2833759782675091570'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/2833759782675091570'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2009/06/clasificacion-de-las-reservas-de.html' title='Clasificación de las reservas de hidrocarburos'/><author><name>YINO.R  USECHE.L</name><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='16' height='16' src='http://img2.blogblog.com/img/b16-rounded.gif'/></author><media:thumbnail xmlns:media='http://search.yahoo.com/mrss/' url='http://1.bp.blogspot.com/_rB2iz9UmcFE/SkEDpitXjwI/AAAAAAAAAFE/_YFISPQdMCY/s72-c/scan0019.bmp' height='72' width='72'/></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-808509282926481688</id><published>2009-06-22T20:59:00.001-07:00</published><updated>2009-11-23T16:33:16.998-08:00</updated><category scheme='http://www.blogger.com/atom/ns#' term='simulación de yacimientos'/><title type='text'>Simulación numérica de yacimientos</title><content type='html'>&lt;a href="http://4.bp.blogspot.com/_-ybBM0JK_iw/SkBqrEP11DI/AAAAAAAAAKc/ePRPLK0Oseg/s1600-h/AYE.jpg"&gt;&lt;img id="BLOGGER_PHOTO_ID_5350393645423252530" style="DISPLAY: block; MARGIN: 0px auto 10px; WIDTH: 320px; CURSOR: hand; HEIGHT: 202px; TEXT-ALIGN: center" alt="" src="http://4.bp.blogspot.com/_-ybBM0JK_iw/SkBqrEP11DI/AAAAAAAAAKc/ePRPLK0Oseg/s320/AYE.jpg" border="0" /&gt;&lt;/a&gt;&lt;br /&gt;La simulación numérica de yacimientos ha sido una herramienta clave en la toma de decisiones de la administración moderna de yacimientos, ya que, nos permite maximizar las ganancias obtenidas de un yacimiento mientras que se minimizan las inversiones y los costos de la operación.&lt;br /&gt;&lt;span id='fullpost'&gt;&lt;br /&gt;Surgió en los años 60 y evolucionan a medida que surgen nuevos avances tecnológicos numéricos y computacionales con el fin de resolver las ecuaciones en derivadas parciales, altamente no lineales, que describen el comportamiento y transporte de los fluidos dentro de un yacimiento petrolero. Luego de modelar numéricamente el yacimiento, se procede a buscar las diversas opciones acerca de cómo será el desarrollo y explotación del yacimiento, se evalúa cada una de estas opciones y se toma la decisión de la opción que mejor cumpla con los objetivos de la administración de yacimientos, es decir, maximizar la producción y minimizar los costos.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Las etapas que se deben seguir para el modelado numérico de un yacimiento son:&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;1. Adquirir y analizar los datos geológicos, geofísicos, petrofísicos, PVT, entre otros.&lt;br /&gt;2. Construir un modelo geológico estático.&lt;br /&gt;3. Construir el modelo dinámico, con ayuda de ingeniería básica de yacimientos y producción, que mejor se ajuste al comportamiento.&lt;br /&gt;4. Predecir, de acuerdo al historial del yacimiento, el comportamiento estimado a futuro.&lt;br /&gt;5. Analizar y reportar los resultados obtenidos.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Como en todo medio utilizado por el hombre, este método (simulación numérica) presenta incertidumbres, ya que, los datos obtenidos en principio son datos que se miden con instrumentos en el laboratorio, los cuales presentan su margen de error. También presenta incertidumbre los pocos datos que se tienen en principio para hacer el modelado, los cuales, disminuyen con el tiempo, ya que, a medida que pasa el tiempo se tienen más datos y con ello un modelo mejor calibrado y más representativo del yacimiento.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Las mallas en la simulación numérica de yacimientos se construye considerando la geología de los yacimientos (estructura, estratigrafía, fallas y otros rasgos internos), planes de desarrollo (ubicación y tipo de pozos), procesos de flujo a simular, exactitud deseada en la solución y los recursos computacionales disponibles, pero teniendo en cuenta que las presiones calculadas en las celdas fuentes (con pozo) no corresponde a las presiones medidas en el fondo del pozo al igual que las saturaciones de los fluidos calculadas en las celdas con pozo, cuando ocurre conificación de fluidos, tampoco corresponden a las saturaciones calculadas por el simulador. &lt;/span&gt;&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-808509282926481688?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/808509282926481688'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/808509282926481688'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2009/06/simulacion-numerica-de-yacimientos.html' title='Simulación numérica de yacimientos'/><author><name>Alejandra Moreno</name><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='16' height='16' src='http://img2.blogblog.com/img/b16-rounded.gif'/></author><media:thumbnail xmlns:media='http://search.yahoo.com/mrss/' url='http://4.bp.blogspot.com/_-ybBM0JK_iw/SkBqrEP11DI/AAAAAAAAAKc/ePRPLK0Oseg/s72-c/AYE.jpg' height='72' width='72'/></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-6558204665434977584</id><published>2009-06-22T20:27:00.000-07:00</published><updated>2009-11-23T16:35:58.905-08:00</updated><category scheme='http://www.blogger.com/atom/ns#' term='Innovaciones Tecnológicas'/><title type='text'>Innovaciones Tecnológicas Aplicadas a Yacimientos</title><content type='html'>&lt;strong&gt;PERFORM&lt;/strong&gt;&lt;br /&gt;Ingenieros de todo el mundo han mejorado su productividad y utilidades con PERFORM, una aplicación económica para análisis de pozos que se ha convertido en el estándar mundial para análisis NODAL. Algunas áreas en las que PERFORM le puede ayudar son:&lt;br /&gt;• Predicción de la carga de la columna de líquidos en pozos en producción.&lt;br /&gt;• Mejora del diseño de completamientos.&lt;br /&gt;• Simulación de Redes de Pozos, incluyendo pozos de capas múltiples y multilaterales.&lt;br /&gt;• Simulación de inyección de gas/agua.&lt;br /&gt;• Optimización/Diseño de sistemas de levantamiento por inyección de gas Predicción de problemas de aseguramiento de flujo (Scale/Hydrate) en el pozo/líneas de producción, tanto para pozos costa afuera como en tierra.&lt;br /&gt;• Análisis de gradiente de presión, cálculos de velocidad de la sarta/tubos de producción enrollados&lt;br /&gt;• Evaluación de potencial de pozos verticales u horizontales.&lt;span id='fullpost'&gt;&lt;br /&gt;• Modelamiento de pozos fracturados de forma natural o hidráulica.&lt;br /&gt;• Predicción del rendimiento de un pozo en formaciones no convencionales (Formaciones compactas, CBM, etc.)&lt;br /&gt;• Mejora de producción de campos maduros o campos existentes.&lt;br /&gt;• Posibilidad de realizar cálculos de sensibilidad a diferentes parámetros (como contenido de agua, presión, diámetro de la tubería de producción, etc.)&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;El software SubPUMP es una fuente única de información precisa para el diseño y análisis rápido de sistemas de bombas eléctricas sumergibles (ESP por su sigla en inglés). Realiza cálculos comparativos del efecto de las diferentes componentes de una “ESP” (bomba, motor, cable, etc.) en los sistemas de protección.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;El software SubPUMP es reconocido en todo el mundo como la fuente más aceptada e independiente para evaluar el rendimiento potencial de pozos equipados con ESP. Incluye una base de datos con más de 3.000 componentes de 9 líderes mundiales en la fabricación de ESP.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;También se puede realizar un estudio combinado de ESP y Levantamiento por Inyección de Gas, si está considerando dicha opción. El software SubPUMP le permite importar fácilmente los datos de su equipo al programa, si usted cuenta con ellos.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;strong&gt;PipeSoft-2&lt;/strong&gt;&lt;br /&gt;Se puede simular y localizar problemas en redes de pozos/tuberías con PipeSoft-2. El programa permite simular sistemas de recolección de gas y petróleo bajo condiciones de flujo constante.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;También ayuda a identificar cuellos de botella y problemas de aseguramiento de flujo en los sistemas de tuberías. Puede generar varios escenarios modificando cualquiera de los parámetros de flujo, añadiendo/eliminando un pozo, o desactivando cualquier ramal de la red principal, y mucho más. Sólo PipeSoft-2 ofrece tres métodos para la solución de redes de flujo, lo que le permite alcanzar una rápida solución a cualquier problema.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Los tipos de fluidos incluyen composicional (dinámico), petróleo (incluido no-Newtoniano), condensado, vapor, CO2, y flujo monofásico de petróleo o gas. Los sistemas pueden variar desde uno o más pozos de producción ó inyección, tuberías individuales, líneas de producción, sistemas de recolección, o sistemas de distribución hasta sistemas complejos de campos completos con anillos.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;strong&gt;PVTLIB&lt;/strong&gt;&lt;br /&gt;La precisión en sus cálculos de ingeniería de producción y yacimientos está a riesgo si no se cuenta con las propiedades correctas de los fluidos. PVTLIB va a mejorar su precisión mediante el uso de una de las más extensas bibliotecas de modelos empíricos de la industria, con más de 140 correlaciones de PVT para petróleo, gas, condensado y agua. Y puede exportar los datos de PVTLIB en PipeSoft-2, PERFORM, ó SubPUMP con unos pocos clicks del ratón.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;img style="TEXT-ALIGN: center; MARGIN: 0px auto 10px; WIDTH: 399px; DISPLAY: block; HEIGHT: 282px; CURSOR: hand" id="BLOGGER_PHOTO_ID_5350365795901165778" border="0" alt="" src="http://1.bp.blogspot.com/_F_QtnS37jJs/SkBRWAsW0NI/AAAAAAAAAFw/Dxcm9TFZcZQ/s400/esq.JPG" /&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Fuente: Conocimientos Adquiridos del Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference.31 de Mayo-3 de Junio-2009. Cartagena, Colombia. &lt;/span&gt;&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-6558204665434977584?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/6558204665434977584'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/6558204665434977584'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2009/06/innovaciones-tecnologicas-aplicadas.html' title='Innovaciones Tecnológicas Aplicadas a Yacimientos'/><author><name>Franklin Misle</name><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='32' height='24' src='http://4.bp.blogspot.com/_F_QtnS37jJs/Sbwc_U5E45I/AAAAAAAAAAU/TwhB9Fjz5c4/S220/yo+2.jpg'/></author><media:thumbnail xmlns:media='http://search.yahoo.com/mrss/' url='http://1.bp.blogspot.com/_F_QtnS37jJs/SkBRWAsW0NI/AAAAAAAAAFw/Dxcm9TFZcZQ/s72-c/esq.JPG' height='72' width='72'/></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-6839123831656452317</id><published>2009-06-22T20:12:00.000-07:00</published><updated>2009-11-23T16:38:26.938-08:00</updated><category scheme='http://www.blogger.com/atom/ns#' term='Curvas de declinación'/><title type='text'>Curvas de declinación de producción</title><content type='html'>El método más utilizado para calcular y estimar las reservas es el uso de las curvas de declinación de producción. Esta estimación se basa en graficar el tiempo como variable independiente en el eje de las abscisas, y en el eje de las ordenadas la variable dependiente (la tasa de producción de petróleo, la presión o la fracción de agua producida) y luego extrapolar el comportamiento de la curva de producción.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;La declinación de producción de un pozo es la disminución progresiva y continua de la tasa de producción de un pozo a medida que disminuye el factor Ko*∆P/µo de manera continua, lo que nos indica el aumento del agotamiento del área de drenaje.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Si bien, para definir la producción de un conjunto de pozos, se realiza la sumatoria de la producción de cada pozo por separado, para este criterio no se puede aplicar el mismo concepto, ya que, en un periodo de tiempo, en un yacimiento, pueden o no mantenerse constante el número de pozos activos; por lo que, éste concepto será utilizado única y exclusivamente para intervalos de tiempo en que el número de pozos activos se mantenga constante y partiremos de la ecuación de Darcy:&lt;span id='fullpost'&gt;&lt;br /&gt;&lt;img id="BLOGGER_PHOTO_ID_5350359716375280274" style="DISPLAY: block; MARGIN: 0px auto 10px; WIDTH: 320px; CURSOR: hand; HEIGHT: 92px; TEXT-ALIGN: center" alt="" src="http://2.bp.blogspot.com/_-ybBM0JK_iw/SkBL0IsbupI/AAAAAAAAAJ8/0eK0LMH0fpI/s320/Imagen1.png" border="0" /&gt; &lt;br /&gt;Donde:&lt;br /&gt;Qo= Tasa de flujo del petróleo [BY/día]&lt;br /&gt;Ko= Permeabilidad efectiva del petróleo [mD]&lt;br /&gt;h= Altura o espesor [pies]&lt;br /&gt;Pe= Presión en el límite externo [lpca]&lt;br /&gt;Pwf= Presión de fondo [lpca]&lt;br /&gt;βo= Factor volumétrico de formación del petróleo [BY/BN]&lt;br /&gt;µo= Viscosidad del petróleo [cP]&lt;br /&gt;re= Radio del límite externo [pies]&lt;br /&gt;rw= Radio del pozo [pies]&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Muchas veces, para calcular la tasa de declinación del yacimiento se utiliza la relación de la tasa de producción entre el número de pozos/mes o pozos/día activo para obtener un tasa promedio por pozo activo vs. tiempo o producción acumulada, lo que es tan útil para analizar la declinación de producción como la producción individual por pozo.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;El análisis del mecanismo se efectúa analizando el comportamiento histórico de los elementos que afectan la tasa de producción como son:&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;- Pe: Presión en el límite externo&lt;br /&gt;- Pwf: Presión de fondo&lt;br /&gt;- Ko: Permeabilidad efectiva del petróleo&lt;br /&gt;- µo: Viscosidad del petróleo&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Luego de conocer la historia de declinación de estos mecanismos se puede pronosticar la tasa de cada pozo y la del yacimiento como la sumatoria de estos últimos; incluso se puede extrapolar a futuro con el fin de acomodar cambios posibles en condiciones operacionales.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Si el análisis de declinación de producción es estadístico, en lugar de un análisis de los mecanismos, entonces es más complicado. En el análisis estadístico la declinación de producción se ajusta a un polinomio-tipo para un periodo de historia conocido y luego se extrapola con el fin de predecir las condiciones a futuro sin la necesidad de analizar los mecanismos ni los factores que causaron dicho comportamiento histórico. Entre dichos modelos tenemos:&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;strong&gt;Curva de declinación exponencial:&lt;/strong&gt;&lt;br /&gt;&lt;img id="BLOGGER_PHOTO_ID_5350360284709293442" style="DISPLAY: block; MARGIN: 0px auto 10px; WIDTH: 114px; CURSOR: hand; HEIGHT: 64px; TEXT-ALIGN: center" alt="" src="http://3.bp.blogspot.com/_-ybBM0JK_iw/SkBMVN50jYI/AAAAAAAAAKE/ftmnYgu56qc/s320/Copia+de+Imagen1.png" border="0" /&gt;&lt;br /&gt;Donde:&lt;br /&gt;Qo= Tasa de producción actual [BY/día]&lt;br /&gt;Qoi= Tasa de producción inicial [BY/día]&lt;br /&gt;t= Tiempo [día]&lt;br /&gt;D= Parámetro [1/día]&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;strong&gt;Curva de declinación hiperbólica:&lt;/strong&gt;&lt;br /&gt;&lt;img id="BLOGGER_PHOTO_ID_5350360665965524690" style="DISPLAY: block; MARGIN: 0px auto 10px; WIDTH: 269px; CURSOR: hand; HEIGHT: 80px; TEXT-ALIGN: center" alt="" src="http://4.bp.blogspot.com/_-ybBM0JK_iw/SkBMraMY9tI/AAAAAAAAAKM/fQEtmEUf1aU/s320/Copia+(2)+de+Imagen1.png" border="0" /&gt;&lt;br /&gt;Donde:&lt;br /&gt;Qo= Tasa de producción actual [BY/día]&lt;br /&gt;Qoi= Tasa de producción inicial [BY/día]&lt;br /&gt;t= Tiempo [día]&lt;br /&gt;D= Parámetro [1/día]&lt;br /&gt;n= Parámetro [adimensional]&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;strong&gt;Curva de declinación armónica:&lt;/strong&gt;&lt;br /&gt;&lt;img id="BLOGGER_PHOTO_ID_5350361406649816114" style="DISPLAY: block; MARGIN: 0px auto 10px; WIDTH: 182px; CURSOR: hand; HEIGHT: 82px; TEXT-ALIGN: center" alt="" src="http://3.bp.blogspot.com/_-ybBM0JK_iw/SkBNWhdSVDI/AAAAAAAAAKU/dThxbH0ihWY/s320/Copia+(3)+de+Imagen1.png" border="0" /&gt;&lt;br /&gt;Donde:&lt;br /&gt;Qo= Tasa de producción actual [BY/día]&lt;br /&gt;Qoi= Tasa de producción inicial [BY/día]&lt;br /&gt;t= Tiempo [día]&lt;br /&gt;Di= Parámetro inicial [1/día]&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Si bien el análisis de los mecanismos se efectúa de manera distinta al análisis estadístico, el resultado es el mismo.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Fuente:&lt;br /&gt;ROJAS, Gonzalo.”Ingeniería de Yacimientos de Gas Condensado”.&lt;/span&gt;&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-6839123831656452317?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/6839123831656452317'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/6839123831656452317'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2009/06/curvas-de-declinacion-de-produccion.html' title='Curvas de declinación de producción'/><author><name>Alejandra Moreno</name><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='16' height='16' src='http://img2.blogblog.com/img/b16-rounded.gif'/></author><media:thumbnail xmlns:media='http://search.yahoo.com/mrss/' url='http://2.bp.blogspot.com/_-ybBM0JK_iw/SkBL0IsbupI/AAAAAAAAAJ8/0eK0LMH0fpI/s72-c/Imagen1.png' height='72' width='72'/></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-1881153689383590128</id><published>2009-06-22T19:24:00.000-07:00</published><updated>2009-06-22T20:19:59.947-07:00</updated><category scheme='http://www.blogger.com/atom/ns#' term='Innovaciones en Simulación de Yacimientos. III'/><title type='text'>Innovaciones en Simulación de Yacimientos. III</title><content type='html'>&lt;strong&gt;Tecnología Exclusiva de Roxar.-RMSflowsim-.&lt;/strong&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;div align="justify"&gt;RMSflowsim es un simulador de petróleo negro completamente integrado dentro del ambiente IrapRMS. Ofrece modelado confiable del flujo de fluidos compresibles en el yacimiento, así como una amplia gama de opciones de control de pozos y grupos,reflejando escenarios reales de desarrollo.&lt;/div&gt;&lt;br /&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;strong&gt;Beneficios&lt;/strong&gt;&lt;/div&gt;&lt;br /&gt;&lt;div align="justify"&gt;• Mejora la eficiencia y la velocidad realizando todas las actividades dentro del mismo programa de modelado de yacimientos.&lt;br /&gt;• Mejora los datos de entrada precalificando los modelos estáticos que serán transferidos a simuladores disponibles en el mercado.&lt;br /&gt;• Visualiza información y resultados de los modelos estático y dinámico en el mismo multi-visualizador.&lt;br /&gt;• Mejora la integración de disciplinas en los equipos de trabajo.&lt;br /&gt;• No requiere transferencia de datos.&lt;br /&gt;• Mejora la predicción en el yacimiento.&lt;/div&gt;&lt;br /&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;RMSflowsim fue diseñado para geólogos e ingenieros de yacimientos que trabajan en ambientes de equipos multidisciplinarios. Compartir un mismo modelo de datos dentro del equipo conduce incrementos en la productividad y mejora el entendimiento de las actividades gerenciales de yacimientos en cada etapa del proceso de modelado. Con la incorporación temprana de datos dinámicos (perfiles de producción, pruebas de pozo y mediciones de presión) en el proceso de modelado, el geólogo es capaz de transferir modelos de simulación escalados que son más fáciles de cotejar históricamente por el simulador de preferencia del ingeniero.&lt;/div&gt;&lt;br /&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;strong&gt;Integración&lt;/strong&gt;&lt;/div&gt;&lt;br /&gt;&lt;div align="justify"&gt;RMSflowsim utiliza la interfaz gráfica convencional y de manejo de datos de Irap RMS. Esto permite que los trabajos de RMSflowsim puedan ser fácilmente copiados dentro de una zona o de una zona a otra, promoviendo el análisis de sensibilidad.&lt;br /&gt;&lt;/div&gt;&lt;br /&gt;&lt;div align="justify"&gt;El trabajo puede ser colocado en el administrador de flujos de trabajo y ejecutado para varias realizaciones.&lt;/div&gt;&lt;br /&gt;&lt;div align="justify"&gt;Tiene acceso a todos los parámetros (indicadores o reales) en Irap RMS asociados a las zonas. Los parámetros de tipo indicador pueden ser utilizados para crear sub-regiones en la malla 3D dentro de las cuales se pueden establecer diferentes propiedades de roca y fluidos. Estos parámetros también pueden ser utilizados para definir regiones de reporte.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;img style="TEXT-ALIGN: center; MARGIN: 0px auto 10px; WIDTH: 400px; DISPLAY: block; HEIGHT: 255px; CURSOR: hand" id="BLOGGER_PHOTO_ID_5350348556751553906" border="0" alt="" src="http://4.bp.blogspot.com/_F_QtnS37jJs/SkBBqj2zRXI/AAAAAAAAAFg/lsa1VIiGLjc/s400/simula.JPG" /&gt;&lt;/div&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;p&gt;&lt;img style="TEXT-ALIGN: center; MARGIN: 0px auto 10px; WIDTH: 400px; DISPLAY: block; HEIGHT: 348px; CURSOR: hand" id="BLOGGER_PHOTO_ID_5350349669229531394" border="0" alt="" src="http://2.bp.blogspot.com/_F_QtnS37jJs/SkBCrUKOEQI/AAAAAAAAAFo/StGvlGlBUzs/s400/simulac.JPG" /&gt;&lt;/p&gt;&lt;p align="justify"&gt;Los resultados de la simulación pueden ser visualizados en la mismaventana 3D que contiene el modelo geológico original. Los perfiles de los parámetros dependientes del tiempo de los pozos y grupos pueden ser desplegados en la ventana de Análisis de Datos del visualizador múltiple.&lt;br /&gt;&lt;/p&gt;&lt;br /&gt;&lt;p align="justify"&gt;Se pueden comparar los resultados de múltiples simulaciones creadas a partir de trabajos o realizaciones diferentes. Las envolventes de probabilidad P10, P50 y P90 pueden ser graficadas como se muestra en la Figura 3.&lt;/p&gt;&lt;p align="justify"&gt;&lt;strong&gt;Simulación de yacimientos&lt;/strong&gt;&lt;/p&gt;&lt;p align="justify"&gt;RMSflowsim contiene un simulador de yacimientos completo que posee técnicas de solución robustas completamente implícitas, que le permiten manejar casos complejos de ingeniería de yacimientos.&lt;/p&gt;&lt;p align="justify"&gt;Modela flujo multifásico utilizando la descripción estándar para petróleo negro.&lt;br /&gt;Permite utilizar algoritmos inteligentes para engrosamiento automático de la malla reduciendo dramáticamente el número de celdas pero preservando la respuesta dinámica del yacimiento. Ofrece numerosas opciones de control de pozos, grupos, y niveles de producción del campo incluyendo condiciones de límite económico.&lt;/p&gt;&lt;p align="justify"&gt;La solución 3D comprende: reporte de presión, saturaciones absolutas y móviles y sus variaciones con tiempo. Los perfiles de tasas de fluido de producción e inyección simples o acumuladas, calculo de presión y promedios regionales están disponibles por defecto.&lt;/p&gt;&lt;p align="justify"&gt;Fuente: Cortesía de Roxar. SPE Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference. 31 de Mayo-3 de Junio-2009. Cartagena, Colombia.&lt;/p&gt;&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-1881153689383590128?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/1881153689383590128'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/1881153689383590128'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2009/06/innovaciones-en-simulacion-de_3342.html' title='Innovaciones en Simulación de Yacimientos. III'/><author><name>Franklin Misle</name><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='32' height='24' src='http://4.bp.blogspot.com/_F_QtnS37jJs/Sbwc_U5E45I/AAAAAAAAAAU/TwhB9Fjz5c4/S220/yo+2.jpg'/></author><media:thumbnail xmlns:media='http://search.yahoo.com/mrss/' url='http://4.bp.blogspot.com/_F_QtnS37jJs/SkBBqj2zRXI/AAAAAAAAAFg/lsa1VIiGLjc/s72-c/simula.JPG' height='72' width='72'/></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-1608957943525496292</id><published>2009-06-22T17:36:00.000-07:00</published><updated>2009-06-22T18:25:19.081-07:00</updated><category scheme='http://www.blogger.com/atom/ns#' term='Innovaciones en Simulación de Yacimientos. II'/><title type='text'>Innovaciones en Simulación de Yacimientos. II</title><content type='html'>&lt;strong&gt;Tecnología Exclusiva de SPT GROUP.- MEPO-.&lt;br /&gt;&lt;/strong&gt;&lt;br /&gt;&lt;div&gt;&lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;MEPO representa un cambio en el esquema de trabajo de Ingeniería de Yacimientos. Es una herramienta para el ajuste histórico asistido. MEPO trabaja en perfecta armonía con cualquier simulador de yacimientos y es muy fácil de manejar. Es capaz de realizar el ajuste histórico del yacimiento de forma mucho más rápida que la forma tradicional (manual). &lt;/div&gt;&lt;div&gt;&lt;br /&gt;&lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;Se ahorra el 70% del tiempo que está usando actualmente para ajuste histórico. Es capaz de encontrar soluciones alternativas para el problema del ajuste histórico. Puesto de una manera simple, el ajuste histórico es la búsqueda de la solución matemática que nos da una respuesta a un número, o serie de números, predefinidos deseados; por ejemplo, tasa de producción de petróleo, gas o agua en el campo o pozo. &lt;/div&gt;&lt;div&gt;&lt;br /&gt;&lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;MEPO, es la solución para todas las compañías de petróleo con retos asociados a ajuste histórico, pronósticos de pro- ducción y manejo de incertidumbre.&lt;/div&gt;&lt;div&gt;&lt;br /&gt;&lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;Siempre se ha reconocido que el mejor cotejo no necesaria-mente genera las mejores predicciones, y que siempre habrá un amplio rango de respuestas aceptables basadas en distintos parámetros. Estos distintos escenarios permiten obtener una gama de predicciones futuras, dejándose ver la incertidumbre asociada al modelo de yacimiento y por ende al volumen de hidrocarburos que puedan ser explotados. &lt;/div&gt;&lt;div&gt;&lt;br /&gt;&lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;Permite que ingenieros de yacimiento generen un rango representativo de posibles ajustes históricos, basándose esto en mediciones cuantitativas de la calidad del ajuste. &lt;/div&gt;&lt;div&gt;&lt;br /&gt;&lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;Actualmente, MEPO® está siendo usado por un número creci- ente de compañías petroleras alrededor del mundo, las cuales ya han disfrutado de las recompensas asociadas a menores costos de explotación, perforación de pozos más eficiente, y una mayor confiabilidad en las decisiones del desarrollo del campo. &lt;/div&gt;&lt;div&gt;&lt;br /&gt;&lt;/div&gt;&lt;img style="TEXT-ALIGN: center; MARGIN: 0px auto 10px; WIDTH: 355px; DISPLAY: block; HEIGHT: 203px; CURSOR: hand" id="BLOGGER_PHOTO_ID_5350325498545407458" border="0" alt="" src="http://3.bp.blogspot.com/_F_QtnS37jJs/SkAssZWDheI/AAAAAAAAAFY/1NQ5-3KBlnA/s400/sim.JPG" /&gt;&lt;br /&gt;Imagen1. Representación Gráfica de MEPO.&lt;br /&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;br /&gt;&lt;strong&gt;Reducción de la incertidumbre. Mejora en la estimación de reservas&lt;br /&gt;&lt;/strong&gt;&lt;br /&gt;Las técnicas de diseño experimental (DE) son frecuentemente usadas para obtener un buen entendimiento del posible rango de hidrocarburos en sitio y del rango de hidrocarburos recuperables. Esta es una guía que dependerá del rango de los parámetros de entrada. No hay ningún vínculo con la data de producción; por lo que en un escenario de exploración este método es de muchísima utilidad. - Sin embargo, en un campo con información de producción, es posible reducir el nivel de incertidumbre -.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;MEPO® es capaz de generar múltiples escenarios (modelos ya cotejados históricamente). Esta colección de modelos provee un rango de hidrocarburos en sitio y un rango de reservas recuperables que están en sintonía con la historia de producción y por lo tanto son factibles. Esto reduce la amplitud del rango de los posibles valores de las propiedades del yacimiento y subsecuentemente la incertidumbre. &lt;/div&gt;&lt;br /&gt;&lt;img style="TEXT-ALIGN: center; MARGIN: 0px auto 10px; WIDTH: 342px; DISPLAY: block; HEIGHT: 225px; CURSOR: hand" id="BLOGGER_PHOTO_ID_5350323179707802082" border="0" alt="" src="http://1.bp.blogspot.com/_F_QtnS37jJs/SkAqlbAFoeI/AAAAAAAAAFQ/CID2q9EGlKY/s400/stp.JPG" /&gt; &lt;p&gt;Imagen 2. Recolección de Datos.&lt;/p&gt;&lt;p&gt; &lt;/p&gt;&lt;p&gt;Fuente: Cortesía de SPT GROUP.- SPE Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference. Del 31 de mayo- 3 de Junio-2009. Cartagena, Colombia.&lt;/p&gt;&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-1608957943525496292?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/1608957943525496292'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/1608957943525496292'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2009/06/innovaciones-en-simulacion-de_22.html' title='Innovaciones en Simulación de Yacimientos. II'/><author><name>Franklin Misle</name><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='32' height='24' src='http://4.bp.blogspot.com/_F_QtnS37jJs/Sbwc_U5E45I/AAAAAAAAAAU/TwhB9Fjz5c4/S220/yo+2.jpg'/></author><media:thumbnail xmlns:media='http://search.yahoo.com/mrss/' url='http://3.bp.blogspot.com/_F_QtnS37jJs/SkAssZWDheI/AAAAAAAAAFY/1NQ5-3KBlnA/s72-c/sim.JPG' height='72' width='72'/></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-8167149763471061143</id><published>2009-06-22T17:13:00.001-07:00</published><updated>2009-06-22T17:24:52.627-07:00</updated><title type='text'>IMPORTANCIA DEL PETRÓLEO PESADO</title><content type='html'>&lt;div align="justify"&gt;La mayor parte de los recursos de petróleo del mundo corresponde a hidrocarburos viscosos y pesados, que son difíciles y caros de producir y refinar. Por lo general, mientras más pesado o denso es el petróleo crudo, menor es su valor económico. Las fracciones de crudo más livianas y menos densas, derivadas del proceso de destilación simple, son las más valiosas. Los crudos pesados tienden a poseer mayores concentraciones de metales y otros elementos, lo que exige más esfuerzos y erogaciones para la extracción de productos utilizables y la disposición final de los residuos.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Con la gran demanda y los altos precios del petróleo, y estando en declinación la producción de la mayoría de los yacimientos de petróleo convencionales, la atención de la industria en muchos lugares del mundo se está desplazando hacia la explotación de petróleo pesado.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;El petróleo pesado promete desempeñar un rol muy importante en el futuro de la industria petrolera y muchos países están tendiendo a incrementar su producción, revisar las estimaciones de reservas, comprobar las nuevas tecnologías e invertir en infraestructura, para asegurarse de no dejar atrás sus recursos de petróleo pesado.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;/div&gt;&lt;a href="http://1.bp.blogspot.com/_-ybBM0JK_iw/SkAfkWWNeVI/AAAAAAAAAJ0/C6hw5J2aotU/s1600-h/Petr%C3%B3leo+Pesado.png"&gt;&lt;img id="BLOGGER_PHOTO_ID_5350311066650638674" style="DISPLAY: block; MARGIN: 0px auto 10px; WIDTH: 286px; CURSOR: hand; HEIGHT: 261px; TEXT-ALIGN: center" alt="" src="http://1.bp.blogspot.com/_-ybBM0JK_iw/SkAfkWWNeVI/AAAAAAAAAJ0/C6hw5J2aotU/s320/Petr%C3%B3leo+Pesado.png" border="0" /&gt;&lt;/a&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;span style="color:#3333ff;"&gt;Fuente:&lt;/span&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Importancia del Petróleo Pesado. Disponible en: http://www.slb.com/media/services/resources/oilfieldreview/spanish06/aut06/composite.pdf&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-8167149763471061143?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/8167149763471061143'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/8167149763471061143'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2009/06/importancia-del-petroleo-pesado.html' title='IMPORTANCIA DEL PETRÓLEO PESADO'/><author><name>Alejandra Moreno</name><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='16' height='16' src='http://img2.blogblog.com/img/b16-rounded.gif'/></author><media:thumbnail xmlns:media='http://search.yahoo.com/mrss/' url='http://1.bp.blogspot.com/_-ybBM0JK_iw/SkAfkWWNeVI/AAAAAAAAAJ0/C6hw5J2aotU/s72-c/Petr%C3%B3leo+Pesado.png' height='72' width='72'/></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-3758854320121500714</id><published>2009-06-22T03:39:00.000-07:00</published><updated>2009-06-22T14:37:04.155-07:00</updated><category scheme='http://www.blogger.com/atom/ns#' term='Gas Natural'/><title type='text'>El transporte de gas natural a través de los océanos</title><content type='html'>&lt;div style="text-align: justify;"&gt;El siguiente texto forma parte de un artículo publicado en la revista Oilfield Review, Autumn 2008  - Volumen 20, Número 2 por la empresa Schlumberger, para mayor información sobre este tema visitar el artículo original a través del enlace publicado al final.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Si bien hoy en día se observa un rápido crecimiento del consumo de gas natural, los hallazgos de gas no siempre han sido considerados favorables por sus descubridores. Durante gran parte del siglo XX, los mercados del gas natural se vieron restringidos por los precios bajos y la sobreoferta. El gas que no se podía vender, era quemado por antorcha o reinyectado en pozos de inyección de gas para desplazar el petróleo o mantener la presión de los pozos. Esas actitudes han cambiado al aumentar el énfasis aplicado al control de la contaminación.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;El gas natural es el combustible fósil de más baja contaminación. Los niveles potenciales de emisión de azufre, nitrógeno y sustancias en partículas, provenientes del gas natural, son varios órdenes de magnitud inferiores a los del petróleo o del carbón.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Pese a que las refinerías y las centrales de energía pueden remover por completo gran parte de las emisiones provenientes del petróleo o del carbón, dicha remoción les insume una importante cantidad de energía y de capital. Además de producir bajas emisiones de contaminantes, los productos de la combustión provenientes del gas natural contribuyen bastante menos a las emisiones de gases de efecto invernadero. Las emisiones de dióxido de carbono [CO2] producidas por la combustión del gas natural son un 40% inferiores a las del petróleo y un 80% menores que las del carbón, según sea el contenido de energía.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;En reconocimiento a sus características favorables en términos de emisiones, el gas natural se conoce como el “&lt;span style="font-weight: bold;"&gt;combustible del futuro&lt;/span&gt;” y en estos momentos su utilización como fuente de energía es equivalente a la del carbón. Esta posición debe ser sopesada con la disparidad que existe entre los lugares en que se halla el gas natural y dónde se lo consume (&lt;span style="font-weight: bold;"&gt;figura adjunta&lt;/span&gt;). En materia de recursos, entre el 60 y el 70% de las reservas de gas natural de todo el mundo se halla en seis países y más de la mitad de dichas reservas está ubicada en Irán y en Rusia.&lt;br /&gt;&lt;/div&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;div style="text-align: center;"&gt;&lt;a onblur="try {parent.deselectBloggerImageGracefully();} catch(e) {}" href="http://1.bp.blogspot.com/_b-Mukkd6ZI8/Sj_2tMj3zRI/AAAAAAAAACc/_EwdUv20VTY/s1600-h/Reservas_y_consumo_de_gas_natural_a_nivel_mundial.png"&gt;&lt;img style="margin: 0px auto 10px; display: block; text-align: center; cursor: pointer; width: 400px; height: 175px;" src="http://1.bp.blogspot.com/_b-Mukkd6ZI8/Sj_2tMj3zRI/AAAAAAAAACc/_EwdUv20VTY/s400/Reservas_y_consumo_de_gas_natural_a_nivel_mundial.png" alt="Reservas y consumo de gas natural a nivel mundial" title="Reservas y consumo de gas natural a nivel mundial" id="BLOGGER_PHOTO_ID_5350266138665667858" border="0" /&gt;&lt;/a&gt;&lt;span style="font-size:78%;"&gt;&lt;span style="font-weight: bold; color: rgb(153, 51, 153);"&gt;Haz click en la imagen para ampliar&lt;/span&gt;&lt;/span&gt;&lt;br /&gt;&lt;/div&gt;&lt;div style="text-align: justify;"&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Entre las zonas consumidoras, Estados Unidos y la Unión Europea representan casi el 50% del consumo del gas. Además del desajuste existente entre las localizaciones de reservas y de consumo, se considera que alrededor del 60% de las reservas son reservas descubiertas pero no desarrolladas. Las reservas de gas natural descubiertas pero no desarrolladas carecen de demanda local y el transporte por gasoductos resulta antieconómico.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Las localizaciones en las que el gas descubierto pero no desarrollado no puede ser transportado por gasoductos ofrecen escasas alternativas. Una opción está dada por la tecnología de &lt;span style="font-weight: bold;"&gt;conversión de gas a líquidos (GTL)&lt;/span&gt; en la que el gas natural es convertido en hidrocarburos líquidos de alta calidad mediante la reacción de Fischer-Tropsch. La química básica para este proceso fue desarrollada en Alemania a comienzos del siglo XX y ha sido el tema central de una importante tarea de investigación orientada a mejorar los catalizadores y los reactores utilizados. Si bien existen varios instalaciones GTL en funcionamiento, &lt;span style="font-weight: bold;"&gt;la tecnología es compleja&lt;/span&gt;, las plantas son costosas y los volúmenes de gas descubierto pero no desarrollado, utilizado como insumo, deben ser suficientemente grandes para justificar la erogación de capital.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;El transporte marítimo en forma de &lt;span style="font-weight: bold;"&gt;gas natural comprimido (GNC)&lt;/span&gt; constituye otra opción. El GNC representa una solución para conectar reservas de gas pequeñas con mercados pequeños a lo largo de distancias intermedias. Si bien la tecnología GTL y el GNC satisfarán las necesidades en algunos mercados, &lt;span style="font-weight: bold;"&gt;hoy en día el GNL representa la solución más práctica para transportar volúmenes de gas natural grandes a través de distancias transoceánicas largas&lt;/span&gt;.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;La razón para licuar el gas natural es simple. A presión atmosférica, a medida que se refrigera el gas natural para producir GNL, su volumen disminuye en un factor de alrededor de 600. Esta reducción de volumen hace que la licuación y el transporte del gas proveniente de grandes campos descubiertos pero no desarrollados, para entregarlo a consumidores lejanos, resulten atractivos desde el punto de vista económico. La característica que distingue al GNL de la mayoría de los otros líquidos de los campos petroleros es el hecho de que sea frío, cerca de −160°C [−256°F] en su punto de ebullición y a presión atmosférica. Esta forma líquida del gas natural es bombeada a transportadores marinos diseñados especialmente para el transporte hasta terminales que suelen hallarse a miles de kilómetros de distancia.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;La cadena de plantas de licuación y terminales de importación de diferentes partes del globo vinculadas por transporte marítimo recibe el nombre de cadena de valor del GNL. Los costos relacionados con cada parte de la cadena de valor son altos y, en el pasado, los proyectos de GNL sólo se relacionaban con contratos a largo plazo. El incremento de los precios energéticos está modificando el mercado del GNL. El surgimiento de mercaderías de contado y el movimiento de cargas a terminales de importación remotas, en vez de más cercanas, indican que el GNL se ha transformado en un producto básico global.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Para mayor informacion sobre el GNL; cómo se licua, transporta y almacena hasta regasificarlo para el consumidor. Los pasos dados para garantizar la seguridad del GNL y el análisis del impacto de las plantas de licuación visite el siguiente enlace:&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;a style="color: rgb(153, 51, 153); font-weight: bold;" href="http://www.slb.com/content/services/resources/oilfieldreview/spanish.asp?"&gt;http://www.slb.com/content/services/resources/oilfieldreview/spanish.asp?&lt;/a&gt;&lt;br /&gt;&lt;/div&gt;&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-3758854320121500714?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/3758854320121500714'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/3758854320121500714'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2009/06/el-transporte-de-gas-natural-traves-de.html' title='El transporte de gas natural a través de los océanos'/><author><name>Gabriella Martínez</name><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='32' height='26' src='http://3.bp.blogspot.com/-Ws_kHNj1iso/TmRxGP9QnvI/AAAAAAAABdk/_QvZqqkSLlI/s220/Gaby.4Abr2011.PNG'/></author><media:thumbnail xmlns:media='http://search.yahoo.com/mrss/' url='http://1.bp.blogspot.com/_b-Mukkd6ZI8/Sj_2tMj3zRI/AAAAAAAAACc/_EwdUv20VTY/s72-c/Reservas_y_consumo_de_gas_natural_a_nivel_mundial.png' height='72' width='72'/></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-49869239527890816</id><published>2009-06-22T03:33:00.000-07:00</published><updated>2009-06-22T14:42:36.423-07:00</updated><category scheme='http://www.blogger.com/atom/ns#' term='Agua Subterránea'/><category scheme='http://www.blogger.com/atom/ns#' term='Producción de Agua'/><title type='text'>Producción de Agua. Causas. (Parte II)</title><content type='html'>&lt;div style="text-align: justify;"&gt;Por lo general, el flujo proveniente de las cercanías del pozo es la causa más crítica, pero dado que está relacionada con la completación del pozo permite también &lt;span style="font-weight: bold;"&gt;más oportunidades para el tratamiento&lt;/span&gt;. Este flujo puede estar provocado por diversos factores, por ejemplo: adherencia deficiente del cemento, cavernas formadas por la producción de arena, flujo de petróleo reducido debido a daños de la formación y estimulaciones frecuentes.&lt;br /&gt;&lt;/div&gt;&lt;br /&gt;&lt;div style="text-align: center;"&gt;&lt;a onblur="try {parent.deselectBloggerImageGracefully();} catch(e) {}" href="http://1.bp.blogspot.com/_b-Mukkd6ZI8/Sj_mIshNbrI/AAAAAAAAACU/iXJ_L8-2MEw/s1600-h/Causas_t%C3%ADpicas_de_producci%C3%B3n_de_agua_perjudicial_proveniente_de_las_cercan%C3%ADas_del_pozo.png"&gt;&lt;img style="margin: 0px auto 10px; display: block; text-align: center; cursor: pointer; width: 307px; height: 400px;" src="http://1.bp.blogspot.com/_b-Mukkd6ZI8/Sj_mIshNbrI/AAAAAAAAACU/iXJ_L8-2MEw/s400/Causas_t%C3%ADpicas_de_producci%C3%B3n_de_agua_perjudicial_proveniente_de_las_cercan%C3%ADas_del_pozo.png" alt="Causas típicas de producción de agua perjudicial proveniente de las cercanías del pozo" title="Causas típicas de producción de agua perjudicial proveniente de las cercanías del pozo" id="BLOGGER_PHOTO_ID_5350247919403232946" border="0" /&gt;&lt;/a&gt;&lt;span style="color: rgb(153, 51, 153);font-size:78%;" &gt;&lt;span style="font-weight: bold;"&gt;Haz click en la imagen para ampliar&lt;/span&gt;&lt;br /&gt;&lt;/span&gt;&lt;/div&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;span style="font-weight: bold;"&gt;1.- Adherencia deficiente del cemento:&lt;/span&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;div style="text-align: justify;"&gt;Existen diversas razones que provocan el deterioro de la adherencia del cemento; por ejemplo, la exposición a condiciones adversas de temperatura, presión y eventualmente aguas sulfatadas. Esto ocurre con mayor frecuencia si se han producido problemas durante la cementación primaria, como zonas de baja presión, migración de gas, o diseño deficiente de caños lavadores y espaciadores.&lt;br /&gt;&lt;/div&gt;&lt;br /&gt;&lt;span style="font-weight: bold;"&gt;2.- Cavernas formadas por producción de arena:&lt;/span&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;div style="text-align: justify;"&gt;Las arenas friables y poco consolidadas pueden derrumbarse, producir arenamiento en el pozo y crear cavernas por detrás del revestidor. Dichas cavernas pueden establecer comunicación hidráulica con zonas de agua.&lt;br /&gt;&lt;/div&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;span style="font-weight: bold;"&gt;3.- Flujo de petróleo reducido debido a daños de la formación:&lt;/span&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;div style="text-align: justify;"&gt;La caída de presión abrupta causada por un daño en la formación puede provocar que el agua invada el intervalo productor de otra zona. Si así fuera, la producción de agua se puede reducir estimulando el intervalo productor, y reduciendo el diferencial de presión en las perforaciones. Resulta evidente que, para ser exitosa, la estimulación debe efectuarse lejos de la zona de agua o, de lo contrario, se obtendría un resultado desfavorable.&lt;br /&gt;&lt;/div&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;span style="font-weight: bold;"&gt;4.- Estimulaciones frecuentes en las cercanías del pozo:&lt;/span&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;div style="text-align: justify;"&gt;La estimulación frecuente de los carbonatos puede provocar la formación de cavernas en la roca y establecer una comunicación con zonas de agua. La estimulación frecuente de areniscas o carbonatos puede también disolver el relleno en las fracturas cementadas o afectar la adherencia del cemento, y del mismo modo establecer una comunicación con el agua.&lt;br /&gt;&lt;/div&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;span style="font-weight: bold;"&gt;Referencia:&lt;/span&gt; WEC Venezuela 1997. Evaluación de Pozos. Schlumberger.&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-49869239527890816?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/49869239527890816'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/49869239527890816'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2009/06/produccion-de-agua-causas-parte-ii.html' title='Producción de Agua. Causas. (Parte II)'/><author><name>Gabriella Martínez</name><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='32' height='26' src='http://3.bp.blogspot.com/-Ws_kHNj1iso/TmRxGP9QnvI/AAAAAAAABdk/_QvZqqkSLlI/s220/Gaby.4Abr2011.PNG'/></author><media:thumbnail xmlns:media='http://search.yahoo.com/mrss/' url='http://1.bp.blogspot.com/_b-Mukkd6ZI8/Sj_mIshNbrI/AAAAAAAAACU/iXJ_L8-2MEw/s72-c/Causas_t%C3%ADpicas_de_producci%C3%B3n_de_agua_perjudicial_proveniente_de_las_cercan%C3%ADas_del_pozo.png' height='72' width='72'/></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-489836606838342436</id><published>2009-06-22T03:20:00.000-07:00</published><updated>2009-06-22T14:43:24.641-07:00</updated><category scheme='http://www.blogger.com/atom/ns#' term='Agua Subterránea'/><category scheme='http://www.blogger.com/atom/ns#' term='Producción de Agua'/><title type='text'>Producción de Agua. Causas. (Parte I)</title><content type='html'>&lt;div style="text-align: justify;"&gt;El control de la producción de agua constituye un importante desafío para los ingenieros de yacimiento y de reacondicionamiento de pozos. Para reducir el corte de agua e incrementar la vida útil del pozo, se utilizan diversas técnicas.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;La clave para encontrar una solución satisfactoria consiste en definir el origen del agua y evaluar su contribución en la producción de petróleo. El agua producida se puede considerar beneficiosa o perjudicial.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;El &lt;span style="font-weight: bold;"&gt;agua beneficiosa&lt;/span&gt; barre un volumen de petróleo y arrastra con ella una cantidad substancial de crudo. El volumen de agua beneficiosa está determinado por el costo de su eliminación. Por el contrario, el &lt;span style="font-weight: bold;"&gt;agua perjudicial&lt;/span&gt; inhibe la producción de petróleo, si bien por lo general, se la puede reducir si se logra identificarla. En algunos casos se realizan interpretaciones erróneas, y se diagnostica la elevación del contacto agua–petróleo, lo cual puede provocar el abandono prematuro del yacimiento.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;El origen del agua perjudicial puede estar dado por ciertas condiciones en el yacimiento, o en las cercanías del pozo. Las condiciones típicas, que se ilustran en la &lt;span style="font-weight: bold;"&gt;figura adjunta&lt;/span&gt;, incluyen conificación, fisuras y capas de alta permeabilidad, lo cual hace que el agua llegue al pozo sin barrer un volumen adecuado de petróleo.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Ahora bien, no todas las capas de alta permeabilidad son perjudiciales. Algunas pueden contribuir a barrer otras capas adyacentes, en especial cuando el contraste de permeabilidad es moderado. La presencia de pozos inyectores de agua crea más fuentes potenciales de agua perjudicial, como se puede observar en la figura.&lt;br /&gt;&lt;/div&gt;&lt;br /&gt;&lt;div style="text-align: center;"&gt;&lt;a onblur="try {parent.deselectBloggerImageGracefully();} catch(e) {}" href="http://4.bp.blogspot.com/_b-Mukkd6ZI8/Sj_jPiw8tXI/AAAAAAAAACM/I2vU0TmGZqs/s1600-h/Seis_condiciones_t%C3%ADpicas_de_yacimiento_que_conducen_a_la_producci%C3%B3n_de_agua_perjudicial.png"&gt;&lt;img style="margin: 0px auto 10px; display: block; text-align: center; cursor: pointer; width: 400px; height: 271px;" src="http://4.bp.blogspot.com/_b-Mukkd6ZI8/Sj_jPiw8tXI/AAAAAAAAACM/I2vU0TmGZqs/s400/Seis_condiciones_t%C3%ADpicas_de_yacimiento_que_conducen_a_la_producci%C3%B3n_de_agua_perjudicial.png" alt="Seis condiciones típicas de yacimiento que conducen a la producción de agua perjudicial" title="Seis condiciones típicas de yacimiento que conducen a la producción de agua perjudicial" id="BLOGGER_PHOTO_ID_5350244738509092210" border="0" /&gt;&lt;/a&gt;&lt;span style="font-weight: bold; color: rgb(153, 51, 153);font-size:78%;" &gt;Haz click en la imagen para ampliar&lt;/span&gt;&lt;br /&gt;&lt;/div&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;span style="font-weight: bold;"&gt;Referencia:&lt;/span&gt; WEC Venezuela 1997. Evaluación de Pozos. Schlumberger.&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-489836606838342436?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/489836606838342436'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/489836606838342436'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2009/06/produccion-de-agua-causas-parte-i.html' title='Producción de Agua. Causas. (Parte I)'/><author><name>Gabriella Martínez</name><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='32' height='26' src='http://3.bp.blogspot.com/-Ws_kHNj1iso/TmRxGP9QnvI/AAAAAAAABdk/_QvZqqkSLlI/s220/Gaby.4Abr2011.PNG'/></author><media:thumbnail xmlns:media='http://search.yahoo.com/mrss/' url='http://4.bp.blogspot.com/_b-Mukkd6ZI8/Sj_jPiw8tXI/AAAAAAAAACM/I2vU0TmGZqs/s72-c/Seis_condiciones_t%C3%ADpicas_de_yacimiento_que_conducen_a_la_producci%C3%B3n_de_agua_perjudicial.png' height='72' width='72'/></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-2589006809091344722</id><published>2009-06-21T11:19:00.000-07:00</published><updated>2009-06-21T11:27:53.928-07:00</updated><title type='text'>EVALUACIÓN ECONÓMICA</title><content type='html'>&lt;div align="justify"&gt;La evaluación económica tiene como objetivo fundamental proveer un elemento cuantitativo muy importante para la toma de decisiones.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;La evaluación económica maneja exclusivamente el modelo económico de la inversión, que es solo una sucesión temporal de flujos de caja (El flujo de caja no es más que el movimiento del efectivo durante el tiempo de operación). Las sumas de dichos flujos y su escalonamiento en el tiempo determinan el posible atractivo económico del yacimiento.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Para realizar la evaluación económica de un yacimiento es necesario evaluar el área petrolífera, ya sea porque se quiere comprar, participar en una licitación o conocer el valor de las reservas. Para lograr esto se evalúa cada área en distintos escenarios de reservas:&lt;br /&gt;- Reservas Desarrolladas&lt;br /&gt;- Reservas Probadas&lt;br /&gt;- Reservas Probables&lt;br /&gt;- Reservas Posibles&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Las reservas son importantes para una empresa petrolera, ya que sino existen reservas o la calidad del sistema es muy baja, entonces el yacimiento no posee importancia económica.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Las áreas a evaluar por lo general difieren en aspectos que pueden variar la metodología empleada para la evaluación económica de yacimientos. Los factores son los siguientes:&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;strong&gt;Grado de desarrollo del Area a evaluar&lt;/strong&gt;. Nos podemos encontrar con Areas con muy poco o nulo desarrollo, donde el componente exploratorio tiene 100 % de peso en la evaluación, (Areas Exploratorias), o por el contrario, nos podemos encontrar con Areas muy maduras con alto grado de desarrollo y poco componente exploratorio, (Areas Marginales). En el medio, tendremos la más variada combinación de componente exploratorio y de desarrollo.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;strong&gt;Precio de los Hidrocarburos que componen las reservas&lt;/strong&gt;. El precio de las reservas de hidrocarburos líquidos, (petróleo o condensado), está sometido a las variaciones del mercado, y tiene fuerte impacto en el análisis de sensibilidad. El precio de las reservas de hidrocarburos gaseosos en cambio, generalmente, está fijado por un contrato de suministro previo entre empresas o países.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;strong&gt;Legislación sobre regalías&lt;/strong&gt;. Según las legislaciones de los diferentes países, en algunos, las regalías son un porcentaje fijo de la producción extraída, y en otros, este porcentaje varía en función de la producción obtenida, generalmente, este porcentaje se incrementa cuando mayor es la producción.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;strong&gt;Tipo de Contrato.&lt;/strong&gt; También dependiendo de la legislación o modalidad de cada país, existen contratos de libre disponibilidad del hidrocarburo, en los cuales, la única participación del estado, es a través de regalías (ej. Argentina). En otros, además de las regalías, se exige una participación social del estado o la empresa estatal (ej. Argelia). Por último, en otros países, la empresa operadora es un contratista la cual recibe un pago, por la producción a extraer, (ej. Venezuela).&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Estos factores tienen como ventajas sobre una evaluación económica convencional lo siguiente:&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;- Se tiene valorizada el área en distintos escenarios de reservas.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;- Permite determinar los precios mínimos a los cuales es rentable la explotación o el desarrollo de las distintas categorías de reservas. Esto, para el caso de la evaluación de reservas, permite tomar rápidas decisiones cuando ocurren cambios pronunciados en el precio del crudo o gas.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Para las compañías petroleras lo más importante es tratar de generar el mayor valor económico con el menor riesgo posible.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;/div&gt;&lt;a href="http://2.bp.blogspot.com/_-ybBM0JK_iw/Sj56VLip7UI/AAAAAAAAAJk/5ixoj2kv650/s1600-h/matiz-petroleo.jpg"&gt;&lt;img id="BLOGGER_PHOTO_ID_5349847911656713538" style="DISPLAY: block; MARGIN: 0px auto 10px; WIDTH: 320px; CURSOR: hand; HEIGHT: 234px; TEXT-ALIGN: center" alt="" src="http://2.bp.blogspot.com/_-ybBM0JK_iw/Sj56VLip7UI/AAAAAAAAAJk/5ixoj2kv650/s320/matiz-petroleo.jpg" border="0" /&gt;&lt;/a&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;span style="color:#000099;"&gt;Fuente:&lt;/span&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;- Evaluación de Yacimientos. Disponible en: http://www.monografias.com/trabajos35/evaluacion-yacimientos/evaluacion-yacimientos2.shtml.&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-2589006809091344722?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/2589006809091344722'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/2589006809091344722'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2009/06/evaluacion-economica.html' title='EVALUACIÓN ECONÓMICA'/><author><name>Alejandra Moreno</name><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='16' height='16' src='http://img2.blogblog.com/img/b16-rounded.gif'/></author><media:thumbnail xmlns:media='http://search.yahoo.com/mrss/' url='http://2.bp.blogspot.com/_-ybBM0JK_iw/Sj56VLip7UI/AAAAAAAAAJk/5ixoj2kv650/s72-c/matiz-petroleo.jpg' height='72' width='72'/></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-8168117272679014892</id><published>2009-06-21T11:02:00.000-07:00</published><updated>2009-06-21T11:10:54.993-07:00</updated><title type='text'>CARACTERIZACIÓN DE YACIMIENTOS</title><content type='html'>&lt;div align="justify"&gt;Caracterizar apropiadamente un yacimiento puede mejorar dramáticamente su desarrollo y su productividad. La metodología de caracterización se desarrolla en dos etapas; una etapa de caracterización estática y otra de caracterización dinámica. En la primera se define las características físicas del volumen de roca a condiciones estáticas, mientras que en la segunda se describe la interacción de los fluidos dentro del volumen de roca a condiciones dinámicas.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;em&gt;Modelo Estático&lt;/em&gt;: En esta etapa se define la geometría del yacimiento y se describen los parámetros petrofísicos.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;em&gt;Modelo Dinámico&lt;/em&gt;: Esta etapa analiza la interacción dinámica roca-fluido del yacimiento; el propósito fundamental es desarrollar metodologías que permitan comprender de una manara integral como se desplazan los fluidos en el sistema poroso (roca). Tales parámetros servirán para alimentar los modelos de simulación numérica de yacimientos. (PVT, curvas de permeabilidad, presiones capilares, pruebas de presión, etc.).&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;strong&gt;Modelamiento Geológico&lt;/strong&gt;&lt;br /&gt;El modelo geológico comprende el análisis de la estratigrafía, la geología estructural y la caracterización de fracturas entre otros.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;- &lt;em&gt;Estratigrafía&lt;/em&gt;: Descripción macroscópica y microscópica, a nivel de núcleos de pozos y de afloramientos, de cada una de las facies para determinar paleoambientes de depositación de las formaciones presentes en un yacimiento. Interpretación de registros de pozo, registros de imagen y espectrales.&lt;br /&gt;- &lt;em&gt;Estructural&lt;/em&gt;: Establecer las características y determinar las diferentes estructuras a nivel regional y local dentro de un yacimiento. Definición de un modelo ajustado lo mejor posible a la geometría de las fallas, los marcadores de pozo y los horizontes interpretados. Elaboración de un modelo que pueda ser fácilmente modificado o actualizado.&lt;br /&gt;- &lt;em&gt;Fracturas&lt;/em&gt;: Observación detallada tanto a nivel macroscópico como microscópico de cada uno de los atributos de las fracturas como son apertura, espaciamiento, orientación espacial, densidad, longitud, tipo de relleno e historia diagenética, con el fin de generar un modelo del sistema fracturado presente en el yacimiento que servirá para alimentar el modelo de simulación.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;strong&gt;Modelamiento Petrofísico&lt;/strong&gt;&lt;br /&gt;• Selección de intervalos potencialmente productores. Modelo matemático petrofísico general para cada formación evaluada. Valor promedio y específico (paso) de cada propiedad por formación o unidad geológica Porosidad, permeabilidad y fluidos. Modelo litológico integrado con información de mineralogía, fluidos y pruebas de producción&lt;br /&gt;• Generación de Mapas de isopropiedades con técnicas Geoestadísticas.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;strong&gt;Modelamiento Geoestadístico&lt;/strong&gt;&lt;br /&gt;La caracterización de yacimientos mediante métodos geoestadísticos comprende el uso de la teoría de probabilidades aplicada a descripción de la continuidad de las variables geológicas en el espacio. El modelamiento geoestadístico se realiza con el objetivo de proporcionar la más cercana representación de la heterogeneidad geológica dentro de las principales unidades de un yacimiento.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Todos estos estudio permiten determinar las características del yacimiento a tratar y por lo tanto tener un modelo del yacimiento, o lo que es lo mismo, una simulación del yacimiento.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;/div&gt;&lt;a href="http://3.bp.blogspot.com/_-ybBM0JK_iw/Sj52b-VbkeI/AAAAAAAAAJc/XLZE2GowOm4/s1600-h/Imagen1.jpg"&gt;&lt;img id="BLOGGER_PHOTO_ID_5349843630324158946" style="DISPLAY: block; MARGIN: 0px auto 10px; WIDTH: 238px; CURSOR: hand; HEIGHT: 196px; TEXT-ALIGN: center" alt="" src="http://3.bp.blogspot.com/_-ybBM0JK_iw/Sj52b-VbkeI/AAAAAAAAAJc/XLZE2GowOm4/s320/Imagen1.jpg" border="0" /&gt;&lt;/a&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;span style="color:#000099;"&gt;Fuente:&lt;/span&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Caracterización de Yacimientos. Disponible en: http://natfrac.com/investigacion.htm&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-8168117272679014892?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/8168117272679014892'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/8168117272679014892'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2009/06/caracterizacion-de-yacimientos.html' title='CARACTERIZACIÓN DE YACIMIENTOS'/><author><name>Alejandra Moreno</name><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='16' height='16' src='http://img2.blogblog.com/img/b16-rounded.gif'/></author><media:thumbnail xmlns:media='http://search.yahoo.com/mrss/' url='http://3.bp.blogspot.com/_-ybBM0JK_iw/Sj52b-VbkeI/AAAAAAAAAJc/XLZE2GowOm4/s72-c/Imagen1.jpg' height='72' width='72'/></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-4462959457800236455</id><published>2009-06-21T10:30:00.000-07:00</published><updated>2009-06-22T14:43:13.389-07:00</updated><category scheme='http://www.blogger.com/atom/ns#' term='Acuífero'/><category scheme='http://www.blogger.com/atom/ns#' term='Agua Subterránea'/><title type='text'>Los tipos de acuíferos. Libres y confinados (Parte III)</title><content type='html'>&lt;div style="text-align: justify;"&gt;Mas frecuentes que los acuíferos confinados perfectos son los &lt;span style="font-weight: bold;"&gt;acuífero semiconfinados&lt;/span&gt;.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Son acuíferos a presión (por tanto entrarían en la definición anterior de acuíferos confinados), pero que alguna de las capas confinantes son semipermeables, acuitardos, y a través de ellas le llegan filtraciones o rezumes (en inglés: leaky aquifers).&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Los &lt;span style="font-weight: bold;"&gt;acuitardos&lt;/span&gt; son una formación geológica que contiene agua en cantidad apreciable pero el agua circula a través de ella con dificultad.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Se puede observar en la &lt;span style="font-weight: bold;"&gt;figura adjunta&lt;/span&gt; un acuífero libre y uno semiconfinado separados por un acuitardo. Se aprecia que el nivel del agua en el libre es mas alto que en el sondeo que corta el acuífero profundo. Por tanto, aunque la permeabilidad del acuitardo sea muy baja, se producirá un flujo de agua a través del mismo hacia abajo.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Si el sistema se mantuviera estable, sin alteraciones desde el exterior durante el tiempo suficiente, el flujo a través del acuitardo equilibraría los niveles, la superficie freática y piezométrica se superpondrían y cesaría el flujo (no habría nada que obligara al agua a circular). Pero en una situación como la del dibujo puede mantenerse indefinidamente debido a la explotación del acuífero inferior o a la llegada de agua al superior por infiltración de las precipitaciones.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;No siempre la alimentación debe llegarle desde arriba: si bajo el semiconfinado hubiera otro acuitardo, y más abajo un acuífero con una presión mayor, se produciría una filtración vertical ascendente.&lt;br /&gt;&lt;/div&gt;&lt;br /&gt;&lt;div style="text-align: center;"&gt;&lt;a onblur="try {parent.deselectBloggerImageGracefully();} catch(e) {}" href="http://2.bp.blogspot.com/_b-Mukkd6ZI8/Sj_eNTzLYFI/AAAAAAAAACE/ZZeFQM5CS60/s1600-h/acuiferos3.png"&gt;&lt;img style="margin: 0px auto 10px; display: block; text-align: center; cursor: pointer; width: 400px; height: 300px;" src="http://2.bp.blogspot.com/_b-Mukkd6ZI8/Sj_eNTzLYFI/AAAAAAAAACE/ZZeFQM5CS60/s400/acuiferos3.png" alt="" id="BLOGGER_PHOTO_ID_5350239202574032978" border="0" /&gt;&lt;/a&gt;&lt;span style="color: rgb(153, 51, 153);font-size:78%;" &gt;&lt;span style="font-weight: bold;"&gt;Haz click en la imagen para ampliar&lt;/span&gt;&lt;/span&gt;&lt;/div&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;div style="text-align: justify;"&gt;La comprensión de los acuiferos nos puede ayudar a obtener un mejoramiento de la producción de hidrocarburo, que es el motivo principal de nuestros estudios académicos.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;span style="font-weight: bold;"&gt;Referencia&lt;/span&gt;: Sánchez, F. J. (2007). Hidrogeología: Conceptos Fundamentales. Universidad de Salamanca, España.&lt;/div&gt;&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-4462959457800236455?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/4462959457800236455'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/4462959457800236455'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2009/06/los-tipos-de-acuiferos-libres-y_1510.html' title='Los tipos de acuíferos. Libres y confinados (Parte III)'/><author><name>Gabriella Martínez</name><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='32' height='26' src='http://3.bp.blogspot.com/-Ws_kHNj1iso/TmRxGP9QnvI/AAAAAAAABdk/_QvZqqkSLlI/s220/Gaby.4Abr2011.PNG'/></author><media:thumbnail xmlns:media='http://search.yahoo.com/mrss/' url='http://2.bp.blogspot.com/_b-Mukkd6ZI8/Sj_eNTzLYFI/AAAAAAAAACE/ZZeFQM5CS60/s72-c/acuiferos3.png' height='72' width='72'/></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-6736713680518899865</id><published>2009-06-21T10:20:00.000-07:00</published><updated>2009-06-22T14:43:07.952-07:00</updated><category scheme='http://www.blogger.com/atom/ns#' term='Acuífero'/><category scheme='http://www.blogger.com/atom/ns#' term='Agua Subterránea'/><title type='text'>Los tipos de acuíferos. Libres y confinados (Parte II)</title><content type='html'>&lt;div style="text-align: justify;"&gt;Continuando con las descripciones hechas en el artículo anterior, se puede decir que la superficie virtual formada por los puntos que alcanzaría el agua si se hicieran infinitas perforaciones en el acuífero, se denomina &lt;span style="font-weight: bold;"&gt;superficie piezométrica&lt;/span&gt;, y en un punto concreto, en un pozo, se habla de &lt;span style="font-weight: bold;"&gt;nivel piezométrico&lt;/span&gt;.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Si se perfora un sondeo y la perforación alcanza la superficie freática de un acuífero libre, el nivel del agua en la perforación permanece en el mismo nivel en que se cortó. Es tan simple como cuando en la playa abrimos un hoyo con las manos, y en el fondo aparece agua , ya que la arena de la playa está saturada hasta el plano del nivel del mar.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;En cambio, cuando una perforación alcanza el techo de un acuífero confinado, el nivel del agua dentro de la perforación puede subir varios metros.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Cuando la superficie piezométrica está por encima de la superficie topográfica, se producen los sondeos surgentes.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;La &lt;span style="font-weight: bold;"&gt;surgencia&lt;/span&gt; no es un indicador de la productividad de la captación: un sondeo surgente al ser bombeado puede proporcionar un caudal mínimo que lo haga inexplotable. La surgencia refleja la altura de la presión del agua.&lt;br /&gt;&lt;/div&gt;&lt;br /&gt;&lt;div style="text-align: center;"&gt;&lt;a onblur="try {parent.deselectBloggerImageGracefully();} catch(e) {}" href="http://3.bp.blogspot.com/_b-Mukkd6ZI8/Sj_b4CF9fCI/AAAAAAAAAB8/2GPi4LZhreU/s1600-h/acuiferos2.png"&gt;&lt;img style="margin: 0px auto 10px; display: block; text-align: center; cursor: pointer; width: 400px; height: 245px;" src="http://3.bp.blogspot.com/_b-Mukkd6ZI8/Sj_b4CF9fCI/AAAAAAAAAB8/2GPi4LZhreU/s400/acuiferos2.png" alt="Descripcion de un acuífero" id="BLOGGER_PHOTO_ID_5350236638020467746" border="0" /&gt;&lt;/a&gt;&lt;span style="font-weight: bold; color: rgb(153, 51, 153);font-size:78%;" &gt;Haz click en la imagen para ampliar&lt;/span&gt;&lt;/div&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;div style="text-align: justify;"&gt;&lt;span style="font-weight: bold;"&gt;Referencia&lt;/span&gt;: Sánchez, F. J. (2007). Hidrogeología: Conceptos Fundamentales. Universidad de Salamanca, España.&lt;/div&gt;&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-6736713680518899865?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/6736713680518899865'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/6736713680518899865'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2009/06/los-tipos-de-acuiferos-libres-y_21.html' title='Los tipos de acuíferos. Libres y confinados (Parte II)'/><author><name>Gabriella Martínez</name><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='32' height='26' src='http://3.bp.blogspot.com/-Ws_kHNj1iso/TmRxGP9QnvI/AAAAAAAABdk/_QvZqqkSLlI/s220/Gaby.4Abr2011.PNG'/></author><media:thumbnail xmlns:media='http://search.yahoo.com/mrss/' url='http://3.bp.blogspot.com/_b-Mukkd6ZI8/Sj_b4CF9fCI/AAAAAAAAAB8/2GPi4LZhreU/s72-c/acuiferos2.png' height='72' width='72'/></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-7112395265294043104</id><published>2009-06-21T10:12:00.000-07:00</published><updated>2009-06-22T14:43:00.484-07:00</updated><category scheme='http://www.blogger.com/atom/ns#' term='Acuífero'/><category scheme='http://www.blogger.com/atom/ns#' term='Agua Subterránea'/><title type='text'>Los tipos de acuíferos. Libres y confinados (Parte I)</title><content type='html'>&lt;div style="text-align: justify;"&gt;La palabra &lt;span style="font-weight: bold;"&gt;acuífero&lt;/span&gt; proviene del latín fero, que significa  llevar. En términos geológicos es una formación rocosa que contiene agua en cantidad apreciable y que permite que circule a través de ella con facilidad.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;En los &lt;span style="font-weight: bold;"&gt;acuíferos libres&lt;/span&gt; el agua se encuentra rellenando los poros o fisuras por gravedad, igual que el agua de una piscina llena el recipiente que la contiene. La superficie hasta donde llega el agua se denomina &lt;span style="font-weight: bold;"&gt;superficie freática&lt;/span&gt;; cuando esta superficie es cortada por un pozo se habla del &lt;span style="font-weight: bold;"&gt;nivel freático&lt;/span&gt; en ese punto.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;En los acuíferos libres se habla de &lt;span style="font-weight: bold;"&gt;espesor saturado&lt;/span&gt;, que será menor o igual que el espesor del estrato o formación geológica correspondiente.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;En los &lt;span style="font-weight: bold;"&gt;acuíferos confinados&lt;/span&gt; el agua se encuentra a presión, de modo que si extraemos agua de él, ningún poro se vacía, la extracción procede de la descompresión del agua y en menor medida de la compresión de la matriz sólida.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Si esa compresión del acuífero es notoria y no es reversible, llegarán a producirse asentamientos y &lt;span style="font-weight: bold;"&gt;subsidencia&lt;/span&gt; del terreno.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;/div&gt;&lt;br /&gt;&lt;div style="text-align: center;"&gt;&lt;a onblur="try {parent.deselectBloggerImageGracefully();} catch(e) {}" href="http://1.bp.blogspot.com/_b-Mukkd6ZI8/Sj_ZnJ1T_0I/AAAAAAAAAB0/tPaomDOwlJ0/s1600-h/acuiferos1.png"&gt;&lt;img style="margin: 0px auto 10px; display: block; text-align: center; cursor: pointer; width: 400px; height: 233px;" src="http://1.bp.blogspot.com/_b-Mukkd6ZI8/Sj_ZnJ1T_0I/AAAAAAAAAB0/tPaomDOwlJ0/s400/acuiferos1.png" alt="Caracteristicasd de un Acuifero" id="BLOGGER_PHOTO_ID_5350234149017091906" border="0" /&gt;&lt;/a&gt;&lt;br /&gt;&lt;/div&gt;&lt;div style="text-align: center; color: rgb(153, 51, 153);"&gt;&lt;span style="font-size:85%;"&gt;&lt;span style="font-weight: bold;font-size:78%;" &gt;&lt;span&gt;Haz click en la imagen para ampliar&lt;/span&gt;&lt;/span&gt;&lt;br /&gt;&lt;/span&gt;&lt;/div&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;div style="text-align: justify;"&gt;&lt;span style="font-weight: bold;"&gt;Referencia&lt;/span&gt;: Sánchez, F. J. (2007). Hidrogeología: Conceptos Fundamentales. Universidad de Salamanca, España.&lt;/div&gt;&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-7112395265294043104?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/7112395265294043104'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/7112395265294043104'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2009/06/los-tipos-de-acuiferos-libres-y.html' title='Los tipos de acuíferos. Libres y confinados (Parte I)'/><author><name>Gabriella Martínez</name><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='32' height='26' src='http://3.bp.blogspot.com/-Ws_kHNj1iso/TmRxGP9QnvI/AAAAAAAABdk/_QvZqqkSLlI/s220/Gaby.4Abr2011.PNG'/></author><media:thumbnail xmlns:media='http://search.yahoo.com/mrss/' url='http://1.bp.blogspot.com/_b-Mukkd6ZI8/Sj_ZnJ1T_0I/AAAAAAAAAB0/tPaomDOwlJ0/s72-c/acuiferos1.png' height='72' width='72'/></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-5711786185224313798</id><published>2009-06-21T07:06:00.000-07:00</published><updated>2009-06-21T07:46:10.866-07:00</updated><category scheme='http://www.blogger.com/atom/ns#' term='Innovaciones en Simulación de Yacimientos. I'/><title type='text'>Innovaciones en Simulación de Yacimientos. I</title><content type='html'>&lt;div align="center"&gt;&lt;strong&gt;Tecnología Exclusiva de Halliburton. -Nexus-.&lt;/strong&gt;&lt;/div&gt;&lt;br /&gt;&lt;strong&gt;Simulación Rápida&lt;/strong&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Genera resultados cinco veces más rápido que otros simuladores de yacimientos existentes en el mercado.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;strong&gt;Mayor precisión en los pronósticos de producción&lt;/strong&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Resuelve las ecuaciones de subsuelo y superficie simultáneamente dentro de un único modelo acoplado de red lo cual genera resultados mucho más precisos.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;img style="TEXT-ALIGN: center; MARGIN: 0px auto 10px; WIDTH: 400px; DISPLAY: block; HEIGHT: 218px; CURSOR: hand" id="BLOGGER_PHOTO_ID_5349785385218454994" border="0" alt="" src="http://4.bp.blogspot.com/_F_QtnS37jJs/Sj5BdqaFtdI/AAAAAAAAAFA/UKFzsYMhVnA/s400/halliburon.JPG" /&gt; &lt;p align="justify"&gt;Imagen 1.-Nexus® ofrece reducciones considerables en tiempos de corrida para simulaciones full-field con uno o más yacimientos conectados a una sola red de superficie si se compara con lo que tradicionalmente ofrecen otros simuladores de yacimientos.&lt;/p&gt;&lt;p align="center"&gt;&lt;strong&gt;Principales Atributos&lt;/strong&gt;&lt;/p&gt;&lt;p align="justify"&gt;&lt;strong&gt;Formulación de Balance de Volumen&lt;/strong&gt;&lt;/p&gt;&lt;p align="justify"&gt;Utiliza una formulación de balance de volumen que funciona efectivamente utilizando la configuración mínima que trae el simulador por defecto. Adicionalmente, preserva el componente de masa en cada paso de tiempo, logrando convergencia con pocas iteraciones y alcanzando una&lt;br /&gt;velocidad sin precedentes en la simulación.&lt;/p&gt;&lt;p align="justify"&gt;&lt;strong&gt;Formulación Composicional por naturaleza&lt;/strong&gt;&lt;/p&gt;&lt;p align="justify"&gt;Parte de un enfoque composicional por naturaleza por lo que el simulador ejecuta el mismo código para modelos de petróleo negro y modelos composicionales (solo los cálculos del PVT son diferentes). Además, se pueden modificar las descripciones de los fluidos.&lt;/p&gt;&lt;p align="justify"&gt;&lt;strong&gt;Acoplado de Multi-yacimientos&lt;/strong&gt;&lt;/p&gt;&lt;p align="justify"&gt;Tiene la habilidad de simular múltiples yacimientos a la vez mientras se preserva la integridad de cada modelo individualmente. Esta funcionalidad permite que las propiedades del modelo de campo sean acopladas directamente. Los yacimientos pueden ser conectados a una red común de superficie permitiendo que el simulador lo resuelva como si fuera un solo sistema.&lt;/p&gt;&lt;p align="justify"&gt;&lt;strong&gt;Modelaje de Facilidades de Superficie&lt;/strong&gt;&lt;/p&gt;&lt;p align="justify"&gt;Las facilidades de superficie asociadas al yacimiento o al campo son integradas dentro el modelaje del activo. Los usuarios pueden simular con un mayor grado de precisión las capacidades y limitaciones desde la configuraciones de pozos en subsuelo hasta las líneas de superficie a través del modelaje de las facilidades, y hasta el punto de venta.&lt;/p&gt;&lt;p align="justify"&gt;&lt;strong&gt;Modelaje Subsuelo-Superficie Implícito y de Acople Cerrado&lt;/strong&gt;&lt;/p&gt;&lt;p align="justify"&gt;Resuelve las ecuaciones de la red de superficie simultáneamente con las ecuaciones de subsuelo como parte de un solo sistema. Este enfoque simultaneo y de acople cerrado es único en la industria y genera resultados mas rápidos y una representación mas exacta del activo.&lt;/p&gt;&lt;p align="justify"&gt;&lt;strong&gt;Algoritmos de Solución No Estructurados&lt;/strong&gt;&lt;/p&gt;&lt;p align="justify"&gt;Los algoritmos de solución no estructurados utilizados por Nexus producen una reducción considerable en los ciclos de CPU en sistemas con muchas conexiones no vecinas. Estas conexiones están presentes en muchos modelos debido a la presencia de fallas, LGR, combinación de celdas y coalescencia de arenas; mientras mas complejo es el yacimiento, mayor es la mejora en la corrida de simulación.&lt;/p&gt;&lt;p align="justify"&gt;&lt;strong&gt;Escalamiento Inteligente&lt;/strong&gt;&lt;/p&gt;&lt;p align="justify"&gt;PowerGrid™ (un modulo opcional en los programas de Nexus) emplea diversas técnicas de escalamiento y mallado que conservan las características geológicas claves del yacimiento y permiten realizar una simulación de yacimientos mas rápida. Los refinamientos locales de celdas&lt;br /&gt;(LGR) pueden ser definidos alrededor de pozos, fallas, y canales para lograr un pronóstico de flujo mas preciso.&lt;/p&gt;&lt;p align="justify"&gt;&lt;strong&gt;Ambiente de Acceso Directo&lt;/strong&gt;&lt;/p&gt;&lt;p align="justify"&gt;Un ambiente de acceso directo brinda un flujo de trabajo integrado y elimina la necesidad de importar, exportar y reformatear diferentes tipos de datos. En otras palabras, la persona puede ver lo que simula.&lt;/p&gt;&lt;p align="justify"&gt;&lt;strong&gt;Simulación en Paralelo&lt;/strong&gt;&lt;/p&gt;&lt;p align="justify"&gt;La programación en Nexus permite tomar ventaja de los sistemas de cómputos de alto desempeño (clusters, arreglos) que disponen de las opciones serial y paralelo de corridas. La aceleración en las corridas, ya conocida en estaciones de trabajo de un solo procesador, aumenta al realizar corridas en sistemas o servidores de múltiples procesadores.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;img style="TEXT-ALIGN: center; MARGIN: 0px auto 10px; WIDTH: 400px; DISPLAY: block; HEIGHT: 258px; CURSOR: hand" id="BLOGGER_PHOTO_ID_5349788460539558178" border="0" alt="" src="http://4.bp.blogspot.com/_F_QtnS37jJs/Sj5EQq3xuSI/AAAAAAAAAFI/Xg76qFdGgw0/s400/halli.JPG" /&gt;&lt;/p&gt;&lt;p&gt;Imagen 2. Simulación en Proyecto de Wytch Farm, que incluye Premier Oil, ONEPM, Kerr McGee Oil (UK), y Talisman North Sea.).&lt;/p&gt;&lt;p align="center"&gt;Fuente: Cortesía de Halliburton/Landmark.- SPE Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference. Del 31 de mayo- 3 de Junio-2009. Cartagena, Colombia.&lt;/p&gt;&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-5711786185224313798?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/5711786185224313798'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/5711786185224313798'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2009/06/innovaciones-en-simulacion-de.html' title='Innovaciones en Simulación de Yacimientos. I'/><author><name>Franklin Misle</name><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='32' height='24' src='http://4.bp.blogspot.com/_F_QtnS37jJs/Sbwc_U5E45I/AAAAAAAAAAU/TwhB9Fjz5c4/S220/yo+2.jpg'/></author><media:thumbnail xmlns:media='http://search.yahoo.com/mrss/' url='http://4.bp.blogspot.com/_F_QtnS37jJs/Sj5BdqaFtdI/AAAAAAAAAFA/UKFzsYMhVnA/s72-c/halliburon.JPG' height='72' width='72'/></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-564538578339300055</id><published>2009-06-21T04:11:00.000-07:00</published><updated>2009-06-21T04:48:48.691-07:00</updated><category scheme='http://www.blogger.com/atom/ns#' term='MODELACIÓN DE FRACTURAS EN 3D'/><title type='text'>MODELACIÓN DE FRACTURAS EN 3D</title><content type='html'>&lt;div align="justify"&gt;Las fracturas juegan un papel importante en el comportamiento de flujo de muchos yacimientos. Con el propósito de entender el efecto de las fracturas, se debe ser capaz de:&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;• Predecir localmente la densidad de fractura&lt;br /&gt;• Predecir cuales fracturas tienen mayor posibilidad de contribuir al flujo&lt;br /&gt;• Asignar propiedades dinámicas a las fracturas en una manera que sea consistente con las observaciones&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;strong&gt;Densidad de Fractura&lt;/strong&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;La ubicación de las fracturas puede ser identificada mediante mapas de densidad de fractura. Estos mapas pueden ser determinados por varios métodos diferentes, incluyendo:&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;• Proximidad a la falla&lt;br /&gt;• Curvatura&lt;br /&gt;• Modelos de esfuerzo/deformación&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Es posible usar diferentes modelos, dependiendo del tipo de fractura u orientación, condiciones de borde para el esfuerzo, etc. En muchos casos el modelado puede proseguir directamente a determinar la permeabilidad efectiva, pero en otros casos puede resultar útil construir una red discreta de fractura.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;/div&gt;&lt;p&gt;&lt;img style="TEXT-ALIGN: center; MARGIN: 0px auto 10px; WIDTH: 258px; DISPLAY: block; HEIGHT: 186px; CURSOR: hand" id="BLOGGER_PHOTO_ID_5349738761630556338" border="0" alt="" src="http://4.bp.blogspot.com/_F_QtnS37jJs/Sj4XD0AgoLI/AAAAAAAAAEw/wuEx0wdm2nM/s400/modelado+de+fracturas.JPG" /&gt; &lt;/p&gt;&lt;p&gt;Figura 1: Campo de esfuerzo (color), dirección del plano óptimo de falla (vectores) siguiendo el esfuerzo crítico.&lt;/p&gt;&lt;p&gt;&lt;strong&gt;RED DISCRETA DE FRACTURAS&lt;/strong&gt;&lt;/p&gt;&lt;p align="justify"&gt;Aún cuando es posible ir directamente del modelado de tendencias al ajuste de permeabilidades efectivas, frecuentemente es recomendable construir una red discreta de fractura (DFN) que ayude a validar las tendencias desde una perspectiva geológica estructural. La red discreta de fractura (DFN) se construye para:&lt;/p&gt;&lt;br /&gt;&lt;p align="justify"&gt;• Seguir las tendencias indicadas por los mapas de indicadores (esfuerzo, curvatura, etc.)&lt;br /&gt;• Considerar los tipos específicos de fractura y sus reglas de truncamiento, uniones y rupturas de fracturas.&lt;br /&gt;• Condicionar a las observaciones en los pozos, a los datos de azimut y a los parámetros de roca o la distribución de capas.&lt;br /&gt;• Usada para calcular las funciones de transferencia matriz/fractura empleadas en modelos de doble porosidad/permeabilidad en simulación de flujo.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;img style="TEXT-ALIGN: center; MARGIN: 0px auto 10px; WIDTH: 258px; DISPLAY: block; HEIGHT: 186px; CURSOR: hand" id="BLOGGER_PHOTO_ID_5349741033703303474" border="0" alt="" src="http://4.bp.blogspot.com/_F_QtnS37jJs/Sj4ZIEI3aTI/AAAAAAAAAE4/XE-QeixpyV0/s400/red+fracturas.JPG" /&gt;&lt;/p&gt;&lt;p&gt;Figura 2: Rápido análisis de conectividad en un modelo de fracturas.&lt;/p&gt;&lt;p&gt;&lt;strong&gt;Modelo de Permeabilidad Efectiva&lt;/strong&gt;&lt;/p&gt;&lt;p align="justify"&gt;Una vez que varios juegos de fracturas han sido modelados, la idea principal es usar permeabilidades efectivas de pruebas de pozos para calibrar el modelo. Los juegos de fracturas abiertas son definidos ya sea por la orientación o bien usando la teoría de esfuerzo crítico. Los factores de forma pueden ser derivados a partir de una medición de conectividad recientemente desarrollada. Existen modelos que muestran red de fracturas simples, basándose en:&lt;/p&gt;&lt;p align="justify"&gt;• Un modelo estático geomecánicamente razonable&lt;br /&gt;• Uso de información dinámica para condicionar el modelo (basado inicialmente en permeabilidad de pruebas de pozos)&lt;br /&gt;• Ofrecer una solución de permeabilidad sencilla o doble&lt;/p&gt;&lt;p align="center"&gt;Fuente de Imágenes: Roxar-Maximun Reservoir Performance-.&lt;/p&gt;&lt;p align="center"&gt;Conocimientos Adquiridos de: SPE Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference (LACPEC 09). Del 31 de mayo- 3 de Junio 2009. Cartagena, Colombia.&lt;/p&gt;&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-564538578339300055?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/564538578339300055'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/564538578339300055'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2009/06/modelado-de-fracturas-en-3d.html' title='MODELACIÓN DE FRACTURAS EN 3D'/><author><name>Franklin Misle</name><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='32' height='24' src='http://4.bp.blogspot.com/_F_QtnS37jJs/Sbwc_U5E45I/AAAAAAAAAAU/TwhB9Fjz5c4/S220/yo+2.jpg'/></author><media:thumbnail xmlns:media='http://search.yahoo.com/mrss/' url='http://4.bp.blogspot.com/_F_QtnS37jJs/Sj4XD0AgoLI/AAAAAAAAAEw/wuEx0wdm2nM/s72-c/modelado+de+fracturas.JPG' height='72' width='72'/></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-8403259624568024147</id><published>2009-06-21T03:25:00.000-07:00</published><updated>2009-06-21T04:10:30.393-07:00</updated><category scheme='http://www.blogger.com/atom/ns#' term='GEOMECÁNICA DE YACIMIENTOS EN 4D'/><title type='text'>GEOMECÁNICA DE YACIMIENTOS EN 4D</title><content type='html'>&lt;div align="justify"&gt;&lt;br /&gt;La extracción de hidrocarburos o la inyección de fluidos o gas en un yacimiento modifica los esfuerzos de la roca y el entorno geomecánico: inducen potencialmente la compactación y subsidencia, afectan la integridad del pozo y de la terminación, alteran la integridad de la capa de roca y la falla-sello, modifican el comportamiento de la fractura y la recuperación térmica, y afectan la disposición del CO2 y el almacenamiento de gas. Un modelado geomecánico adecuado permite prevenir estos problemas, cuya resolución podría ser costosa.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;La geomecánica y el compor&amp;shy;tamiento del reservorio están estrechamente vinculados: las presiones en el yacimiento y la producción/inyección afectan los esfuerzos y desplazamientos en el reservorio y las rocas adyacentes. Esto a su vez altera las propiedades (porosidad, permeabilidad, etc.) que afectan el rendimiento del reservorio y de los pozos individuales. Esta respuesta compleja puede modelarse empleando técnicas numéricas de avanzada, y algunas de las soluciones computacionales—en particular, dentro del yacimiento y en la sobrecarga— pueden observarse mediante técnicas de monitoreo, como sísmica 4D y microsísmica.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;/div&gt;&lt;img style="TEXT-ALIGN: center; MARGIN: 0px auto 10px; WIDTH: 400px; DISPLAY: block; HEIGHT: 228px; CURSOR: hand" id="BLOGGER_PHOTO_ID_5349727552722959682" border="0" alt="" src="http://1.bp.blogspot.com/_F_QtnS37jJs/Sj4M3Xkr_UI/AAAAAAAAAEg/9LOQY98p6nI/s400/simulacion1.JPG" /&gt;&lt;br /&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;br /&gt;&lt;strong&gt;IMPULSADO POR DATOS&lt;br /&gt;&lt;/strong&gt;&lt;br /&gt;Un modelo de geomecánica exitoso se basa en saber cómo utilizar todos los datos del campo petrolero de manera eficaz y eficiente. Los datos se toman de todas las fuentes disponibles en cada etapa del desarrollo del yacimiento. Primero, se reúnen todos los datos existentes y se combinan para construir el modelo geomecánico (MEM, por sus siglas en inglés).&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Estos modelos se construyen a partir de modelos estructurales 3D, sumados a todos los modelos disponibles en 1D construidos con mediciones de fondo extrapoladas e interpretadas.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Luego, se introducen las condiciones de los límites externos del campo y estas se comparan con las mediciones de esfuerzo, tensión y otras observaciones. Los efectos computados del esfuerzo en los pozos también pueden calibrarse según observaciones tales como fracturamiento y rompimiento a partir de los datos brindados por la herramienta de generación de imágenes microeléctricas de cobertura total FMI* o los datos de la plataforma de barrido acústico Sonic Scanner*. Otros datos de entrada para estudios geomecánicos incluyen información sísmica, presión y mediciones de temperatura brindadas por los sistemas de monitoreo por fibra óptica Sensa* y levantamientos terrestres por GPS que ubican los cambios de elevación.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;El modelo inicial del yacimiento se amplía para incluir las celdas de sobrecarga, carga lateral y carga subyacente. El modelado de esfuerzo sigue un camino y proceso iterativo, que comprende la verificación de todos los datos de entrada en un modelo uniforme y la verificación de las propiedades de ingeniería, tales como registros, rompimientos y fallas, para definir el estado inicial del esfuerzo. Al incorporar información nueva en un circuito de retroalimentación, estos modelos evolucionan, reduciendo la incertidumbre en las predic&amp;shy;ciones y obteniendo el máximo beneficio de los nuevos datos.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;img style="TEXT-ALIGN: center; MARGIN: 0px auto 10px; WIDTH: 400px; DISPLAY: block; HEIGHT: 314px; CURSOR: hand" id="BLOGGER_PHOTO_ID_5349728600630352850" border="0" alt="" src="http://3.bp.blogspot.com/_F_QtnS37jJs/Sj4N0XVR29I/AAAAAAAAAEo/uMpwmdd1Tkg/s400/simulacion2.bmp" /&gt;&lt;/div&gt;&lt;br /&gt;&lt;p&gt;&lt;/p&gt;&lt;p align="center"&gt;En la imagen se muestra el esfuerzo y la presión que actúan sobre todo yacimiento, pozo y terminación. Los procesos de perforación, producción e inyección modifican estos esfuerzos y presiones. Debido a esto, el modelado proactivo puede prevenir resultados no deseados.&lt;/p&gt;&lt;p align="center"&gt;&lt;/p&gt;&lt;p align="center"&gt;Fuente de imágenes: &lt;a href="http://www.slb.com/media/services/data/geomechanics/4d_res_geomechanics_ps_spn.pdf"&gt;www.slb.com/media/services/data/geomechanics/4d_res_geomechanics_ps_spn.pdf&lt;/a&gt;&lt;/p&gt;&lt;p align="center"&gt;Conocimientos Adquiridos de: SPE Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference (LACPEC 09). Del 31 de mayo- 3 de Junio 2009. Cartagena, Colombia.&lt;/p&gt;&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-8403259624568024147?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/8403259624568024147'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/8403259624568024147'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2009/06/geomecanica-de-yacimientos-en-4d.html' title='GEOMECÁNICA DE YACIMIENTOS EN 4D'/><author><name>Franklin Misle</name><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='32' height='24' src='http://4.bp.blogspot.com/_F_QtnS37jJs/Sbwc_U5E45I/AAAAAAAAAAU/TwhB9Fjz5c4/S220/yo+2.jpg'/></author><media:thumbnail xmlns:media='http://search.yahoo.com/mrss/' url='http://1.bp.blogspot.com/_F_QtnS37jJs/Sj4M3Xkr_UI/AAAAAAAAAEg/9LOQY98p6nI/s72-c/simulacion1.JPG' height='72' width='72'/></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-4141547279071090542</id><published>2009-06-20T18:31:00.000-07:00</published><updated>2009-06-20T18:34:38.307-07:00</updated><category scheme='http://www.blogger.com/atom/ns#' term='EVALUACION DE LA EFICIENCIA DE SOLVENTES EN LA REMOCION DEL BANCO DE CONDENSADO'/><title type='text'>EVALUACION DE LA EFICIENCIA DE SOLVENTES EN LA REMOCION DEL BANCO DE CONDENSADO</title><content type='html'>EVALUACION DE LA EFICIENCIA DE SOLVENTES EN LA REMOCION DEL BANCO DE CONDENSADO&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Este estudio describe el montaje experimental y las pruebas realizadas en el laboratorio para simular las condiciones de un yacimiento de gas condensado por debajo del punto de burbuja usando tres diferentes composiciones sintéticas de gas condensado. Metanol, Propanol y cloruro de metileno son los solventes usados para remover el banco de condensado y mejorar la permeabilidad efectiva al gas en la cara del núcleo. Ellos son inyectados en areniscas Berea con propiedades petrofísicas similares con el fin de comparar el grado de eficiencia en la remoción del banco de condensado. Los experimentos muestran que los tres solventes mejoraron la permeabilidad efectiva al gas después de remover el banco de condensado; sin embargo el metanol fue el solvente más eficiente para remover el banco de condensado, mientras el cloruro de metileno mostró los valores más bajos de permeabilidad efectiva al gas indicando menor eficiencia en la remoción el banco de condensado&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;REFERENCIAS:&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;DJEBBAR TIABDORA&lt;br /&gt;PATRICIA RESTREPO&lt;br /&gt;TOMAS CORREA&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-4141547279071090542?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/4141547279071090542'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/4141547279071090542'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2009/06/evaluacion-de-la-eficiencia-de.html' title='EVALUACION DE LA EFICIENCIA DE SOLVENTES EN LA REMOCION DEL BANCO DE CONDENSADO'/><author><name>Jesús Rojas</name><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='16' height='16' src='http://img2.blogblog.com/img/b16-rounded.gif'/></author></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-2383719859948092246</id><published>2009-06-20T18:14:00.001-07:00</published><updated>2009-06-20T18:18:08.299-07:00</updated><category scheme='http://www.blogger.com/atom/ns#' term='Desarrollo de programas computacionales para analizar sistemas básicos de producción en pozos de petróleo'/><title type='text'>Desarrollo de programas computacionales para analizar sistemas básicos de producción en pozos de petróleo</title><content type='html'>Desarrollo de Programas Computacionales para Analizar Sistemas Básicos de Producción en Pozos de Petróleo&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Este reporte detalla el procedimiento seguido para desarrollar programas computacionales para analizar sistemas de producción, básicos e integrados, en pozos de petróleo. Al principio se resalta la necesidad de este tipo de investigaciones. Mediante un estudio estadístico se clasifican las condiciones técnicas bajo las que operan las compañías petroleras en el oriente ecuatoriano; con base en esto y en varios estudios comparativos presentados anteriormente, se seleccionan las correlaciones más apropiadas a implementarse para calcular las propiedades PVT (Presión Volumen Temperatura) de fluidos, el IPR (Comportamiento de Afluencia) del pozo, y la caída de presión del flujo bifásico vertical y horizontal. Posteriormente, se selecciona el lenguaje y sistema computacional más conveniente para implementar los algoritmos desarrollados. El diseño del programa computacional es tal, que luego de una corrida se genera suficiente información como para hacer un estudio detallado de las variables que describen el comportamiento del flujo multifásico. El estudio integrado del sistema de producción se hace a través de Análisis Nodal®. Luego de implementar este programa, se comprobó mediante varias pruebas la confiabilidad de sus resultados. Con esto se ha logrado dotar a la FICT con una herramienta computacional, que permitirá a los estudiantes de Ingeniería de Petróleo ejercitarse y mejorar su capacidad de análisis y resolución de problemas en el área de producción de hidrocarburos.&lt;br /&gt;Palabras Clave: Programas computacionales, sistemas de producción de petróleo, flujo bifásico, Análisis Nodal, IPR, propiedades PVT. Resumen&lt;br /&gt;Este reporte detalla el procedimiento seguido para desarrollar programas computacionales para analizar sistemas de producción, básicos e integrados, en pozos de petróleo. Al principio se resalta la necesidad de este tipo de investigaciones. Mediante un estudio estadístico se clasifican las condiciones técnicas bajo las que operan las compañías petroleras en el oriente ecuatoriano; con base en esto y en varios estudios comparativos presentados anteriormente, se seleccionan las correlaciones más apropiadas a implementarse para calcular las propiedades PVT (Presión Volumen Temperatura) de fluidos, el IPR (Comportamiento de Afluencia) del pozo, y la caída de presión del flujo bifásico vertical y horizontal. Posteriormente, se selecciona el lenguaje y sistema computacional más conveniente para implementar los algoritmos desarrollados. El diseño del programa computacional es tal, que luego de una corrida se genera suficiente información como para hacer un estudio detallado de las variables que describen el comportamiento del flujo multifásico. El estudio integrado del sistema de producción se hace a través de Análisis Nodal®. Luego de implementar este programa, se comprobó mediante varias pruebas la confiabilidad de sus resultados. Con esto se ha logrado dotar a la FICT con una herramienta computacional, que permitirá a los estudiantes de Ingeniería de Petróleo ejercitarse y mejorar su capacidad de análisis y resolución de problemas en el área de producción de hidrocarburos.&lt;br /&gt;Palabras Clave: Programas computacionales, sistemas de producción de petróleo, flujo bifásico, Análisis Nodal, IPR, propiedades PVT.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;REFERENCIAS&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Facultad de Ingeniería en Ciencias de la Tierra (FICT)&lt;br /&gt;Escuela Superior Politécnica del Litoral (ESPOL)&lt;br /&gt;Campus Gustavo Galindo, Km 30.5 vía Perimetral&lt;br /&gt;Apartado 09-01-5863. Guayaquil, Ecuador&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-2383719859948092246?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/2383719859948092246'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/2383719859948092246'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2009/06/desarrollo-de-programas-computacionales.html' title='Desarrollo de programas computacionales para analizar sistemas básicos de producción en pozos de petróleo'/><author><name>Jesús Rojas</name><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='16' height='16' src='http://img2.blogblog.com/img/b16-rounded.gif'/></author></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-7404739926458497052</id><published>2009-06-20T18:06:00.001-07:00</published><updated>2009-06-20T18:08:00.940-07:00</updated><category scheme='http://www.blogger.com/atom/ns#' term='Procesamientos y propiedades en la industria del gas y petróleo'/><title type='text'>Procesamientos y propiedades en la industria del gas y petróleo</title><content type='html'>Procesamiento y Propiedades Termofísicas en la Industria del Gas y Petróleo&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;1.      Energía y Petróleo. Perspectiva histórica. Producción costos y mercados de hidrocarburos. Los hidrocarburos en el mercado de combustibles y como materia prima petroquímica. Situación mundial de producción y precios. Gas Natural. Etano. Gas Licuado. Gasolina (nafta). Los derivados petroquímicos . Lista de productos líderes. Árboles de derivados petroquímicos del metano, etileno, nafta (gasolina), ejemplos. Situación actual de la industria petroquímica, las crisis energéticas y la maduración de la industria petroquímica. Plásticos, definiciones, termoplásticos, elastómeros, fibras, termorígidos. Gas y petróleo en la Argentina.  Principales yacimientos de gas y petróleo de Argentina y el mundo.&lt;br /&gt;2.      Hidrocarburos. Origen y propiedades. Naturaleza química, tipos de enlaces, parafina, olefinas y aromáticos. Constantes físicas de los hidrocarburos. Bases de Datos. Ecuación de Estado de van der Waals: Soave - Redlich - Kwong, Peng  - Robinson. Diagramas de fase de componentes puros y de mezclas  Los fluidos de los yacimientos petrolíferos. Componentes del gas natural. Propiedades fisicoquímicas. Clasificación primaria de las fracciones de productos de yacimiento. Gas seco, gas húmedo, gas condensado, aceite negro. Caracterización de crudos petrolíferos. Propiedades. Conceptos básicos de las separaciones primarias de gas, condensados, agua y petróleo en yacimientos. Etapas de separación en equilibrio, equilibrio entre fases, cálculo de puntos de burbuja, rocío y equilibrio. Métodos predictivos de propiedades termodinámicas. Comportamiento del Diagrama de Fases de hidrocarburos. Viscosidad, densidad,  curvas de destilación ASTM, PEBM y TBP y PM, factor de caracterización de Watson. Calores específicos y calores de vaporización. Presión de vapor.&lt;br /&gt;3.      Modelado Termodinámico de Propiedades y Procesos. Bases de Datos y Propiedades. Clasificación de Propiedades. Propiedades que dependen de la presión de vapor. Ecuaciones de Estado. Equilibrio entre Fases. Modelos generalizados para cálculos de coeficientes de fugacidad.  Selección de modelos termodinámicos. Cálculos de presión de burbuja y rocío. Envolvente de fases en la producción de petróleo.&lt;br /&gt;4.      Análisis y caracterización del Gas y del Petróleo. Análisis cromatográfico. Fundamento. Cromatografía gas – líquido. Cromatografía líquido – líquido de alta presión. Punto de ebullición verdadero. Muestreo de gas y petróleo en yacimiento. Mediciones de laboratorio. Determinación de punto de burbuja. Liberación diferencial. Aplicación de separación flash al análisis composiciónal de un yacimiento.&lt;br /&gt;5.      Descripción de procesos de tratamiento de petróleo. Separación de gas asociado, estabilización de condensados. Extracción y separaciones primarias de gas y petróleo. Evolución de un yacimiento de petróleo bajo producción. Presión de yacimiento vs. relación GOR.&lt;br /&gt;6.      Gas natural. Procesamiento en campo del Gas natural. Filtración. Separadores Gas- líquido. Deshidratación. Separación de gasolinas livianas y GNL, remoción de CO2, separación de etano y LPG.  Planta de Extracción de etano y LPG. Tecnologías de absorción refrigerada y de turboexpansión. Principios básicos de diseño y operación. Fundamentos de destilación continua y Discontinua.&lt;br /&gt;7.      Refinación del Petróleo. Objetivos de la Refinación. Importancia económica. Crudos Petrolíferos. Clasificación. Caracterización de los crudos. Grados API y K de Watson. Destilación ASTM y TBP. Rendimiento de productos y grados API. Análisis estructural espectroscópico. Productos  de refinería. Especificaciones de Naftas, Kerosen, combustibles de turbinas de aviación, Diesel y Fuel Oil. LPG. Optimización de productos en refinería. Modelo simplex de optimización. Blending. Número de octano, Numero de cetano, tensión de vapor de Reid.&lt;br /&gt;8.      Tratamiento y procesamiento de petróleo. Desalado. Destilación atmosférica.. Destilación a vacío. Conversión del petróleo. Cracking térmico. Cracking catalítico. Isomerización. Reformado de naftas. &lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Bibliografía&lt;br /&gt;·        Mc. Cain, W., “The Properties of Petroleum Fluids”&lt;br /&gt;·        Danesh, A., “PVT and Phase Behavior of Petroleum Reservoir Fluids”. Elsevier.Petersen, K. S., A. Fredeslund, P. Thomassen, “Properties of Oils and Natural Gases&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-7404739926458497052?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/7404739926458497052'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/7404739926458497052'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2009/06/procesamientos-y-propiedades-en-la.html' title='Procesamientos y propiedades en la industria del gas y petróleo'/><author><name>Jesús Rojas</name><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='16' height='16' src='http://img2.blogblog.com/img/b16-rounded.gif'/></author></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-2126061930845143479</id><published>2009-06-18T18:29:00.000-07:00</published><updated>2009-06-18T18:32:55.252-07:00</updated><title type='text'>IMPORTANCIA DE OBTENER MUESTRAS DE FLUIDOS DE BUENA CALIDAD</title><content type='html'>&lt;div align="justify"&gt;Al estudiar el aspecto económico de las reservas de hidrocarburos, la capacidad de producción estimada se debe evaluar con respecto al capital invertido y a los costos operativos. Por lo que una evaluación muy precisa de las reservas recuperables resulta de fundamental importancia para determinar la viabilidad económica del potencial yacimiento.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;El cálculo de las reservas totales en sitio y la predicción de las reservas recuperables dependen de la confiabilidad de los datos utilizados y constituye un elemento primordial durante las etapas iniciales del proyecto, cuando muchas veces se dispone sólo de un mínimo de información. Los perfiles eléctricos, el análisis de núcleos, los estudios PVT y las pruebas de producción son fundamentales para los primeros modelos económicos. El diseño de las instalaciones de producción en la superficie depende de las propiedades de los fluidos, determinadas a partir de las muestras obtenidas en pozos exploratorios y de evaluación. Si estas muestras proporcionan fluidos poco representativos, el costo implícito puede ser muy elevado.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Cuando se trata de hidrocarburos livianos, y en especial cuando la temperatura del yacimiento es muy cercana a la temperatura crítica, la precisión de la temperatura del yacimiento y la presión inicial deben considerarse desde una perspectiva totalmente diferente. Un cambio relativamente pequeño de la temperatura o de la presión produce alteraciones drásticas en el comportamiento PVT estimado del fluido, por eso las técnicas de muestreo son importantes para poder obtener muestras de alta calidad para pruebas PVT.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;La clasificación correcta de un hidrocarburo también tiene importancia para poder definir la cuota OPEP, el régimen fiscal, los acuerdos de coparticipación en la producción y otros aspectos económicos.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;/div&gt;&lt;a href="http://2.bp.blogspot.com/_-ybBM0JK_iw/SjrqIib31iI/AAAAAAAAAJU/YZ5T1wGsjWY/s1600-h/Fluidos.bmp"&gt;&lt;img id="BLOGGER_PHOTO_ID_5348844939859449378" style="DISPLAY: block; MARGIN: 0px auto 10px; WIDTH: 205px; CURSOR: hand; HEIGHT: 193px; TEXT-ALIGN: center" alt="" src="http://2.bp.blogspot.com/_-ybBM0JK_iw/SjrqIib31iI/AAAAAAAAAJU/YZ5T1wGsjWY/s320/Fluidos.bmp" border="0" /&gt;&lt;/a&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;span style="color:#3333ff;"&gt;Fuente:&lt;/span&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Muestreo de fluidos de un yacimiento. Disponible en:&lt;br /&gt;http://www.gc.usb.ve/GeoPetroleo/WEC_VENEZUELA_97/SPANISH/CAP_2.PDF.&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-2126061930845143479?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/2126061930845143479'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/2126061930845143479'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2009/06/importancia-de-obtener-muestras-de.html' title='IMPORTANCIA DE OBTENER MUESTRAS DE FLUIDOS DE BUENA CALIDAD'/><author><name>Alejandra Moreno</name><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='16' height='16' src='http://img2.blogblog.com/img/b16-rounded.gif'/></author><media:thumbnail xmlns:media='http://search.yahoo.com/mrss/' url='http://2.bp.blogspot.com/_-ybBM0JK_iw/SjrqIib31iI/AAAAAAAAAJU/YZ5T1wGsjWY/s72-c/Fluidos.bmp' height='72' width='72'/></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-9090858658250993443</id><published>2009-06-17T21:48:00.000-07:00</published><updated>2009-06-17T21:54:47.511-07:00</updated><category scheme='http://www.blogger.com/atom/ns#' term='Explotación de yacimientos'/><title type='text'>Explotación de yacimientos (Parte II)</title><content type='html'>&lt;div align="justify"&gt;&lt;span style="color:#3366ff;"&gt;Algunas consideraciones finales acerca de la selección de fluidos para la inyección&lt;/span&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;De las discusiones y ecuaciones presentadas, al considerar exclusivamente la tasa de vaciamiento y los consiguientes cambios depresión, se puede afirmar que para esos fines es indiferente que un yacimiento se le inyecte gas, agua, gas y agua u otros fluidos, siempre y cuando ello se haga utilizando los volúmenes 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 también una vez elegida la magnitud de la presión que se debe mantener, hay que tomar en consideración otros factores que se mencionan a continuación:&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;- &lt;span style="color:#3366ff;"&gt;Disponibilidad&lt;/span&gt;. Es muy importante la disponibilidad y asequibilidad del fluido deseado para inyectar. Además de sus características y propiedades, son importantes los volúmenes deseados, y los aspectos de costos, gastos e inversiones. Tratándose del gas, a veces escasea e igual puede suceder con el agua que se necesita.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;- &lt;span style="color:#3366ff;"&gt;Eficiencia del barrido (en extensión y sentido vertical&lt;/span&gt;&lt;span style="color:#3366ff;"&gt;)&lt;/span&gt;. Aunado a la selección del fluido de inyección, deben tomarse muy en cuenta las características y variaciones muy específicas 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 pozos inyectores.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;- &lt;span style="color:#3366ff;"&gt;Eficiencia del desplazamiento&lt;/span&gt;. Este factor debe considerarse de acuerdo a los fluidos que se estén evaluando. En tal sentido se deberá considerar la distribución del tamaño de los poros, además de las características de humectabilidad de la roca recipiente con respecto al fluido inyectado.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;- &lt;span style="color:#3366ff;"&gt;Características de inyectividad de los fluidos&lt;/span&gt;. De nuevo, 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 [os casos de precipitación de asfaltenos, hidratación de lutitas, formación de emulsiones y presencia de otras inconveniencias.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;- &lt;span style="color:#3366ff;"&gt;Instalaciones de superficie&lt;/span&gt;. 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 crudos. Ambas operaciones demandan instalaciones de superficie con capacidad suficiente para que el proceso sea eficiente.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;- &lt;span style="color:#3366ff;"&gt;Costos y disponibilidad del equipo de inyección&lt;/span&gt;. 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.&lt;br /&gt;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.&lt;br /&gt;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.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;- &lt;span style="color:#3366ff;"&gt;Compatibilidad entre el fluido inyectado y el equipo de producción&lt;/span&gt;. 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 de gas, agua, polímeros, emulsiones u otras sustancias que pueden tener influencia en el equipo de levantamiento artificial instalado en los pozos productores.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;- &lt;span style="color:#3366ff;"&gt;Costos de tratamiento del fluido de inyección&lt;/span&gt;. El tratamiento del fluido de inyección implica costos. Por ejemplo, el gas puede requerir extracción de líquidos, secado o endulzamiento. El agua generalmente requiere extracción de sólidos, reducción del contenido de sales que al precipitarse dañarían la formación, o también purificación para evitar crecimiento de bacterias.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;- &lt;span style="color:#3366ff;"&gt;Costo intrínseco del fluido de inyección&lt;/span&gt;. Además de todos los factores antes indicados, es necesario tomar en cuenta el costo o valor intrínseco del fluido de inyección. 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.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;En síntesis, después de haber decidido la magnitud de la presión que debe mantenerse en el yacimiento durante la inyección de fluidos, es muy importante ponderar cuidadosamente todos los factores pertinentes a la selección del fluido que se ha de inyectar.&lt;br /&gt;&lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt; &lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;span style="color:#3366ff;"&gt;FUENTE: Efraín E. Barberii Martín Essenfeld Yacimientos de Hidrocarburos (FONCIED).&lt;/span&gt;&lt;br /&gt;&lt;/div&gt;&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-9090858658250993443?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/9090858658250993443'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/9090858658250993443'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2009/06/explotacion-de-yacimientos-parte-ii.html' title='Explotación de yacimientos (Parte II)'/><author><name>YINO.R  USECHE.L</name><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='16' height='16' src='http://img2.blogblog.com/img/b16-rounded.gif'/></author></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-7053982333245125303</id><published>2009-06-17T21:36:00.000-07:00</published><updated>2009-06-17T21:48:09.963-07:00</updated><category scheme='http://www.blogger.com/atom/ns#' term='Explotación de yacimientos'/><title type='text'>Explotación de yacimientos (Parte I)</title><content type='html'>&lt;div align="justify"&gt;&lt;span style="color:#3366ff;"&gt;Algunas ventajas generales del mantenimiento de presión mediante la inyección de fluidos&lt;br /&gt;&lt;/span&gt;&lt;br /&gt;- Al inyectar fluidos para mantener alta la presión estática del yacimiento, también se mantiene alta la presión de flujo de los pozos, por ende disminuyendo los requerimientos de levantamiento artificial.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;- En los yacimientos que están produciendo mediante levantamiento artificial ya instalado, es ventajoso que al iniciarse la declinación de la presión de fondo se comience a inyectar fluidos, para mantener el valor cercano a la presión utilizada para diseñar el sistema de levantamiento artificial. Esta acción conduce a mantener la eficiencia del sistema instalado.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;- En general , mantener elevada la presión, en principio, debe mejorar la cantidad extraída del POES debido a que el fluido inyectado estaría barriendo una saturación de petróleo (So) que tiene un factor volumétrico (Bo) mayor.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;span style="color:#3366ff;"&gt;Algunas ventajas especificas para mantener la presión inyectando gas&lt;br /&gt;&lt;/span&gt;&lt;br /&gt;- Para aquellos yacimientos que originalmente tienen casquete de gas, la inyección de gas en dicho casquete debe mejorar el barrido mediante la expansión hacia la zona petrolífera.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;- El gas inyectado continuará desplazando crudo por su contribución a la mayor solubilidad de gas y por ende se puede lograr menor viscosidad, la cual favorece el flujo.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;- Manteniendo la presión elevada se inhibe la actividad del acuífero y es posible aprovechar preferentemente la expansión del casquete de gas.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;- Conservar el gas producido hasta que se formulen planes racionales para su mejor utilización, permitiría mas adelante suplir mayores volúmenes de gas a las plantas de producción de productos petroquímicos.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;- Mantener alta RGP en los pozos productores tiene como efectos aligerar la columna de fluidos y a la vez reducir el empleo de gas para levantamiento artificial. &lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt; &lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;br /&gt; &lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;span style="color:#3366ff;"&gt;&lt;/span&gt;&lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;span style="color:#3366ff;"&gt;&lt;/span&gt;&lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;span style="color:#3366ff;"&gt;Algunas ventajas especificas de la inyección de agua para mantener la presión&lt;/span&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;- Utilizar con mayor eficiencia la relación favorable de movilidad que se logra utilizando agua como fluido desplazante.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;- En yacimientos con débil influjo natural de agua se puede mejorar el barrido, complementando el agua de intrusión con agua inyectada adicional.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;- En virtud del alto volumen ocupado en el yacimiento por el agua inyectada, los fluidos producidos pueden ser reemplazados mediante bajas inversiones en plantas y equipos. &lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt; &lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;span style="color:#3366ff;"&gt;FUENTE: Efraín E. Barberii Martín Essenfeld Yacimientos de Hidrocarburos (FONCIED).&lt;br /&gt;&lt;/span&gt;&lt;/div&gt;&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-7053982333245125303?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/7053982333245125303'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/7053982333245125303'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2009/06/explotacion-de-yacimientos-parte-i.html' title='Explotación de yacimientos (Parte I)'/><author><name>YINO.R  USECHE.L</name><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='16' height='16' src='http://img2.blogblog.com/img/b16-rounded.gif'/></author></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-3403988932135209776</id><published>2009-06-17T19:58:00.000-07:00</published><updated>2009-06-17T20:35:45.614-07:00</updated><category scheme='http://www.blogger.com/atom/ns#' term='Clasificación de los yacimientos de gas'/><title type='text'>Ecuación de Balance de Materiales para yacimientos de gas (Parte IV)</title><content type='html'>&lt;div&gt;&lt;span style="color:#3366ff;"&gt;&lt;span style="color:#000000;"&gt;C.&lt;/span&gt; Producción de líquidos de yacimientos de gas&lt;/span&gt;&lt;br /&gt;&lt;div&gt;&lt;br /&gt;&lt;/div&gt;&lt;div&gt;&lt;br /&gt;&lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;Se define como yacimientos de gas natural aquellos que a lo largo de toda su historia se mantienen en el yacimiento en estado de vapor (Py,Ty). Sin embargo, este tipo de yacimiento puede producir cierto volumen de líquidos por condensación, lo cual ocurre en las tuberías de producción y en las instalaciones de superficie. Esta condensación ocurre por &lt;strong&gt;enfriamiento&lt;/strong&gt; y &lt;strong&gt;fuera del yacimiento&lt;/strong&gt;.&lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;br /&gt;&lt;/div&gt;&lt;div&gt;&lt;br /&gt;&lt;/div&gt;&lt;div&gt;&lt;br /&gt;&lt;/div&gt;&lt;div&gt;Las ecuaciones :&lt;/div&gt;&lt;div&gt;&lt;br /&gt;&lt;/div&gt;&lt;div&gt;&lt;br /&gt;&lt;a href="http://3.bp.blogspot.com/_rB2iz9UmcFE/SjmwJNm7pMI/AAAAAAAAAD0/zg11NvtAs-4/s1600-h/scan0005.bmp"&gt;&lt;img id="BLOGGER_PHOTO_ID_5348499704797439170" style="FLOAT: left; MARGIN: 0px 10px 10px 0px; WIDTH: 286px; CURSOR: hand; HEIGHT: 86px" alt="" src="http://3.bp.blogspot.com/_rB2iz9UmcFE/SjmwJNm7pMI/AAAAAAAAAD0/zg11NvtAs-4/s320/scan0005.bmp" border="0" /&gt;&lt;/a&gt; y &lt;a href="http://3.bp.blogspot.com/_rB2iz9UmcFE/Sjm0dftaJMI/AAAAAAAAAEE/-l2WulxXWr0/s1600-h/scan0013.bmp"&gt;&lt;img id="BLOGGER_PHOTO_ID_5348504451300336834" style="WIDTH: 190px; CURSOR: hand; HEIGHT: 54px" alt="" src="http://3.bp.blogspot.com/_rB2iz9UmcFE/Sjm0dftaJMI/AAAAAAAAAEE/-l2WulxXWr0/s320/scan0013.bmp" border="0" /&gt;&lt;/a&gt;&lt;br /&gt;&lt;/div&gt;&lt;div&gt;&lt;br /&gt;&lt;/div&gt;&lt;div&gt;&lt;/div&gt;&lt;div&gt;&lt;br /&gt;&lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;br /&gt;continúan siendo aplicables en estos casos. Sin embargo, hay que tener la precaución de convertir los líquidos producidos a su respectivo volumen gaseoso y agregar este a los volúmenes registrados de gas producido. Este procedimiento es indispensable porque los hidrocarburos producidos como líquidos &lt;strong&gt;también eran gaseosos a condiciones de yacimiento&lt;/strong&gt; y procedieron de este, ocasionando la correspondiente disminución en el volumen o volúmenes de "gas producidos", medido o medidos como "gas seco"&lt;span style="color:#3366ff;"&gt;.&lt;/span&gt;&lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;br /&gt;&lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;/div&gt;&lt;div&gt;&lt;br /&gt;&lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;/div&gt;&lt;div&gt;&lt;br /&gt;&lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;span style="color:#3366ff;"&gt;&lt;/span&gt;&lt;/div&gt;&lt;div&gt;&lt;span style="color:#3366ff;"&gt;FUENTE: Efraín E. Barberii Martín Essenfeld Yacimientos de Hidrocarburos (FONCIED).&lt;/span&gt;&lt;/div&gt;&lt;/div&gt;&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-3403988932135209776?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/3403988932135209776'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/3403988932135209776'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2009/06/ecuacion-de-balance-de-materiales-para_237.html' title='Ecuación de Balance de Materiales para yacimientos de gas (Parte IV)'/><author><name>YINO.R  USECHE.L</name><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='16' height='16' src='http://img2.blogblog.com/img/b16-rounded.gif'/></author><media:thumbnail xmlns:media='http://search.yahoo.com/mrss/' url='http://3.bp.blogspot.com/_rB2iz9UmcFE/SjmwJNm7pMI/AAAAAAAAAD0/zg11NvtAs-4/s72-c/scan0005.bmp' height='72' width='72'/></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-3922842075500566834</id><published>2009-06-17T19:40:00.000-07:00</published><updated>2009-06-17T19:56:38.728-07:00</updated><category scheme='http://www.blogger.com/atom/ns#' term='Clasificación de los yacimientos de gas'/><title type='text'>Ecuación de Balance de materiales para yacimientos de gas (Parte III)</title><content type='html'>&lt;div align="left"&gt;B. &lt;span style="color:#3366ff;"&gt;Yacimientos de gas con influjo de agua (no volumétricos)&lt;/span&gt; &lt;/div&gt;&lt;div align="center"&gt;&lt;br /&gt;&lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;Generalmente, cuando se trata de evaluar cuantitativamente el comportamiento de un yacimiento de gas, se toman mediciones precisas y frecuentes de la presión y de la producción. La recolección de esta información facilita la preparación de un gráfico de los valores P/Z vs Gp.&lt;br /&gt;Si se obtiene una línea recta, se puede concluir, según el análisis de la sección A, que el yacimiento es volumétrico. Inclusive, se puede proceder a la extrapolación de la recta obtenida para determinar la totalidad del gas inicialmente en sitio en el yacimiento (Gi). &lt;/div&gt;&lt;div align="center"&gt;&lt;br /&gt;&lt;/div&gt;&lt;div align="center"&gt;&lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;Si la línea obtenida no es recta y muestra una pendiente decreciente, esto indica que el yacimiento no es volumétrico sino que, además de la energía que posee como resultado de su compresibilidad, tiene una entrada de energía adicional al volumen de control, y la procedencia de esta energía es atribuible al empuje de un acuífero. &lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;br /&gt;&lt;/div&gt;&lt;div align="center"&gt;&lt;/div&gt;&lt;div align="center"&gt;&lt;br /&gt;&lt;/div&gt;&lt;div align="center"&gt;&lt;/div&gt;&lt;img id="BLOGGER_PHOTO_ID_5348493126880302146" style="DISPLAY: block; MARGIN: 0px auto 10px; WIDTH: 340px; CURSOR: hand; HEIGHT: 122px; TEXT-ALIGN: center" alt="" src="http://2.bp.blogspot.com/_rB2iz9UmcFE/SjmqKU9RlEI/AAAAAAAAADk/YYut9kxKyD0/s320/scan0018.bmp" border="0" /&gt;&lt;br /&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;/div&gt;&lt;p align="center"&gt;&lt;span style="color:#3366ff;"&gt;Gráfico de un yacimiento típico de gas volumétrico(a) y de uno de gas con entrada de fluido(b).&lt;br /&gt;&lt;/span&gt;&lt;/p&gt;&lt;p align="justify"&gt;El flujo de agua (o de otro fluido, como el caso de comunicación mecánica con un yacimiento de petróleo a mayor presión), hace que las presiones medidas sean mayores de las esperadas si el yacimiento fuese volumétrico. En estos casos, la Ecuación Generalizada de Balance de Materiales para yacimientos de gas se utiliza para cuantificar We vs P, luego de haber estimado Vi por métodos volumétricos (mapas, perfiles petrofísicos de pozos, análisis de laboratorio de las rocas y de los fluidos).&lt;/p&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;br /&gt;El agua producida debería ser aforada para disponer de cifras cronológicamente confiables; sin embargo, esto no es común hacerlo y se recurre a la estimación del agua producida utilizando las pruebas mensuales de control. De igual manera, se procederá al cálculo de la producción de gas natural durante el periodo de aplicación de la prueba. &lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt; &lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;span style="color:#3366ff;"&gt;FUENTE: Efraín E. Barberri  Martín Essenfeld Yacimientos de Hidrocarburos (FONCIED)&lt;/span&gt;&lt;/div&gt;&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-3922842075500566834?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/3922842075500566834'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/3922842075500566834'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2009/06/ecuacion-de-balance-de-materiales-para_17.html' title='Ecuación de Balance de materiales para yacimientos de gas (Parte III)'/><author><name>YINO.R  USECHE.L</name><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='16' height='16' src='http://img2.blogblog.com/img/b16-rounded.gif'/></author><media:thumbnail xmlns:media='http://search.yahoo.com/mrss/' url='http://2.bp.blogspot.com/_rB2iz9UmcFE/SjmqKU9RlEI/AAAAAAAAADk/YYut9kxKyD0/s72-c/scan0018.bmp' height='72' width='72'/></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-7879676066553247089</id><published>2009-06-16T19:26:00.000-07:00</published><updated>2009-06-16T20:26:33.822-07:00</updated><category scheme='http://www.blogger.com/atom/ns#' term='Clasificación de los yacimientos de gas'/><title type='text'>Ecuación de Balance de Materiales para yacimientos de gas (Parte II)</title><content type='html'>Casos especiales&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;span style="color:#3366ff;"&gt;A. Yacimientos volumétricos de gas (sin influjo de agua)&lt;br /&gt;&lt;/span&gt;&lt;br /&gt;En el caso de yacimientos volumétricos las expresiones We y Wp son descartables. De allí que la ecuación&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;img id="BLOGGER_PHOTO_ID_5348127475135121458" style="DISPLAY: block; MARGIN: 0px auto 10px; WIDTH: 352px; CURSOR: hand; HEIGHT: 93px; TEXT-ALIGN: center" alt="" src="http://4.bp.blogspot.com/_rB2iz9UmcFE/SjhdmmDviDI/AAAAAAAAACU/MA5zcsZULgg/s320/scan0005.bmp" border="0" /&gt; Se obtiene:&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;img id="BLOGGER_PHOTO_ID_5348127102225904562" style="DISPLAY: block; MARGIN: 0px auto 10px; WIDTH: 320px; CURSOR: hand; HEIGHT: 108px; TEXT-ALIGN: center" alt="" src="http://2.bp.blogspot.com/_rB2iz9UmcFE/SjhdQ43Qc7I/AAAAAAAAACM/u7lmzcdFKUc/s320/scan0014.bmp" border="0" /&gt; Pce, Tce son fijas&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Vi es un valor constante por ser el yacimiento volumétrico&lt;br /&gt;Ty es constante&lt;br /&gt;Zi es un valor fijo se describen las condiciones iniciales.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Al despejar Gp se obtienen:&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;img id="BLOGGER_PHOTO_ID_5348127810956646770" style="DISPLAY: block; MARGIN: 0px auto 10px; WIDTH: 320px; CURSOR: hand; HEIGHT: 56px; TEXT-ALIGN: center" alt="" src="http://4.bp.blogspot.com/_rB2iz9UmcFE/Sjhd6JF1WXI/AAAAAAAAACc/D_y1Nf3vL2g/s320/scan0009.bmp" border="0" /&gt; Luego:&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;img id="BLOGGER_PHOTO_ID_5348127998236393042" style="DISPLAY: block; MARGIN: 0px auto 10px; WIDTH: 339px; CURSOR: hand; HEIGHT: 53px; TEXT-ALIGN: center" alt="" src="http://2.bp.blogspot.com/_rB2iz9UmcFE/SjheFCwzflI/AAAAAAAAACk/1A6nFc1H0cI/s320/scan0010.bmp" border="0" /&gt;&lt;br /&gt;Sin embargo:&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;img id="BLOGGER_PHOTO_ID_5348128207898666354" style="DISPLAY: block; MARGIN: 0px auto 10px; WIDTH: 320px; CURSOR: hand; HEIGHT: 78px; TEXT-ALIGN: center" alt="" src="http://2.bp.blogspot.com/_rB2iz9UmcFE/SjheRP0L5XI/AAAAAAAAACs/q9DyeMQeK50/s320/scan0011.bmp" border="0" /&gt;&lt;img id="BLOGGER_PHOTO_ID_5348128315620178930" style="DISPLAY: block; MARGIN: 0px auto 10px; WIDTH: 320px; CURSOR: hand; HEIGHT: 76px; TEXT-ALIGN: center" alt="" src="http://4.bp.blogspot.com/_rB2iz9UmcFE/SjheXhG_u_I/AAAAAAAAAC0/MW4EKCiEq0A/s320/scan0012.bmp" border="0" /&gt; y se obtiene:&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;img id="BLOGGER_PHOTO_ID_5348128436546563842" style="DISPLAY: block; MARGIN: 0px auto 10px; WIDTH: 255px; CURSOR: hand; HEIGHT: 57px; TEXT-ALIGN: center" alt="" src="http://2.bp.blogspot.com/_rB2iz9UmcFE/SjheejmF7wI/AAAAAAAAAC8/vMqcialwoTs/s320/scan0013.bmp" border="0" /&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;div align="justify"&gt;Esta expresión corresponde a la ecuación de Balance de Materiales para Yacimientos Volumétricos de Gas.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Observemos que la ecuación representa una recta cuya pendiente es m y se puede concluir que para una presión teórica de abandono de cero lppc ha de haberse producido la totalidad del gas inicialmente en sitio en el yacimiento (Gi).&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;/div&gt;&lt;br /&gt;&lt;p align="center"&gt;&lt;img id="BLOGGER_PHOTO_ID_5348128602486492498" style="DISPLAY: block; MARGIN: 0px auto 10px; WIDTH: 320px; CURSOR: hand; HEIGHT: 144px; TEXT-ALIGN: center" alt="" src="http://3.bp.blogspot.com/_rB2iz9UmcFE/SjheoNxQTVI/AAAAAAAAADE/PVw0sGoFZw8/s320/scan0016.bmp" border="0" /&gt;&lt;br /&gt;Fig. Representa el caso típico de un yacimiento volumétrico de gas.&lt;br /&gt;&lt;/p&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;p&gt;La extrapolación de la línea de Gp = Gi:&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;/p&gt;&lt;p&gt;&lt;img id="BLOGGER_PHOTO_ID_5348128726951432130" style="DISPLAY: block; MARGIN: 0px auto 10px; WIDTH: 320px; CURSOR: hand; HEIGHT: 76px; TEXT-ALIGN: center" alt="" src="http://4.bp.blogspot.com/_rB2iz9UmcFE/SjhevdcAj8I/AAAAAAAAADM/NRO4JwPAMIo/s320/scan0017.bmp" border="0" /&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Generalmente, la manera de utilizar las ecuaciones &lt;/p&gt;&lt;p align="justify"&gt;&lt;img id="BLOGGER_PHOTO_ID_5348130729549646882" style="DISPLAY: block; MARGIN: 0px auto 10px; WIDTH: 217px; CURSOR: hand; HEIGHT: 72px; TEXT-ALIGN: center" alt="" src="http://3.bp.blogspot.com/_rB2iz9UmcFE/SjhgkBsoTCI/AAAAAAAAADU/8U2dLJc6eZ0/s320/scan0013.bmp" border="0" /&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;img id="BLOGGER_PHOTO_ID_5348130844231145042" style="DISPLAY: block; MARGIN: 0px auto 10px; WIDTH: 302px; CURSOR: hand; HEIGHT: 76px; TEXT-ALIGN: center" alt="" src="http://2.bp.blogspot.com/_rB2iz9UmcFE/Sjhgqs61FlI/AAAAAAAAADc/8LXxyqbMREc/s320/scan0017.bmp" border="0" /&gt;medidas de Pf durante el crecimiento de Gp, calcular los valores de Z correspondientes a cada presión y hacer el gráfico de P/Z versus Gp. &lt;/p&gt;&lt;p align="justify"&gt;&lt;br /&gt;Si el gráfico resulta ser una línea recta, se puede concluir que el yacimiento de gas estudiado es volumétrico. Una vez determinada esta conclusión, la línea recta se puede extrapolar para pronosticar el valor de Gp a cualquier presión inferior y obtener el valor de Gi.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;/p&gt;&lt;br /&gt;&lt;span style="color:#3366ff;"&gt;FUENTE: EFRAIN E. BARBERII MARTIN ESSENFELD YACIMIENTOS DE HIDROCARBUROS (FONCIED)&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;/span&gt;&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-7879676066553247089?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/7879676066553247089'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/7879676066553247089'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2009/06/ecuacion-de-balance-de-materiales-para_16.html' title='Ecuación de Balance de Materiales para yacimientos de gas (Parte II)'/><author><name>YINO.R  USECHE.L</name><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='16' height='16' src='http://img2.blogblog.com/img/b16-rounded.gif'/></author><media:thumbnail xmlns:media='http://search.yahoo.com/mrss/' url='http://4.bp.blogspot.com/_rB2iz9UmcFE/SjhdmmDviDI/AAAAAAAAACU/MA5zcsZULgg/s72-c/scan0005.bmp' height='72' width='72'/></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-9033013678451042843</id><published>2009-06-14T11:44:00.000-07:00</published><updated>2009-06-14T11:46:52.680-07:00</updated><category scheme='http://www.blogger.com/atom/ns#' term='MEACIMOS DE EMPUJE: SECREGACIÓN GRAVITACIONAL Y POR COMPATACIÓN'/><title type='text'>MEACIMOS DE EMPUJE: SECREGACIÓN GRAVITACIONAL Y POR COMPATACIÓN</title><content type='html'>POR SEGREGACIÓN GRAVITACIONAL&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;En un reservorio de empuje por segregación, el gas libre a medida que sale del petróleo, se mueve hacia el tope del reservorio mientras que el petróleo hacia abajo debido a la permeabilidad vertical. Para que esto ocurra debe existir suficiente permeabilidad vertical para permitir que las fuerzas gravitacionales sean mayores que las fuerzas viscosas dentro del reservorio. Aunque algunos de estos reservorios no tienen una capa de gas inicial, la recuperación será mayor si esta existe. Un mecanismo similar denominado drenaje gravitacional ocurre si es que el reservorio tiene un gran buzamiento. En este caso el petróleo se mueve hacia abajo y el gas hacia arriba, pero el flujo es paralelo al ángulo de buzamiento, en vez de ser perpendicular a este. En la mayoría de los casos el drenaje gravitacional y empuje por segregación se consideran como el mismo mecanismo.Si no se considera el aspecto económico, este es el mecanismo de empuje primario más eficiente. Las eficiencias de recuperación están en el rango de 40 a 80 %.Las características de producción que indican la ocurrencia de un drenaje gravitacional o segregación son las siguientes:(a) Variaciones del GOR con la estructura.(b) Aparente mejora del comportamiento de la permeabilidad relativas gas/petróleo.(c) Aparente tendencia al mantenimiento de presión.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;a name="compac"&gt;&lt;/a&gt;&lt;a href="http://www.oilproduction.net/01reservorios-mecanismos.htm#top"&gt;&lt;/a&gt;EMPUJE POR COMPACTACIÓN&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;En un reservorio de empuje por segregación, el gas libre a medida que sale del petróleo, se mueve hacia el tope del reservorio mientras que el petróleo hacia abajo debido a la permeabilidad vertical. Para que esto ocurra debe existir suficiente permeabilidad vertical para permitir que las fuerzas gravitacionales sean mayores que las fuerzas viscosas dentro del reservorio. Aunque algunos de estos reservorios no tienen una capa de gas inicial, la recuperación será mayor si esta existe. Un mecanismo similar denominado drenaje gravitacional ocurre si es que el reservorio tiene un gran buzamiento. En este caso el petróleo se mueve hacia abajo y el gas hacia arriba, pero el flujo es paralelo al ángulo de buzamiento, en vez de ser perpendicular a este. En la mayoría de los casos el drenaje gravitacional y empuje por segregación se consideran como el mismo mecanismo. Si no se considera el aspecto económico, este es el mecanismo de empuje primario más eficiente. Las eficiencias de recuperación están en el rango de 40 a 80 %. Las características de producción que indican la ocurrencia de un drenaje gravitacional o segregación son las siguientes:(a) Variaciones del GOR con la estructura.(b) Aparente mejora del comportamiento de la permeabilidad relativas gas/petróleo.(c) Aparente tendencia al mantenimiento de presión.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;REFERENCIAS:&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Ing. LUCIO CARRILLO BARANDIARAN. Facultad de Ingeniería en PetróleoUniversidad Nacional de Ingeniería. Perú&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-9033013678451042843?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/9033013678451042843'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/9033013678451042843'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2009/06/meacimos-de-empuje-secregacion.html' title='MEACIMOS DE EMPUJE: SECREGACIÓN GRAVITACIONAL Y POR COMPATACIÓN'/><author><name>Jesús Rojas</name><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='16' height='16' src='http://img2.blogblog.com/img/b16-rounded.gif'/></author></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-8316567561870367538</id><published>2009-06-14T11:18:00.000-07:00</published><updated>2009-06-14T11:22:41.406-07:00</updated><category scheme='http://www.blogger.com/atom/ns#' term='COEXISTENCIA DE PETRÓLEO SUBSATURADO CON UN CASQUETE DE GAS'/><title type='text'>COEEXISTENCIA DE PETRÓLEO SUBSATURADOS CON UN CASQUETE DE GAS</title><content type='html'>COEXISTENCIA DE PETRÓLEO SUBSATURADO CON UN CASQUETE DE GAS - EL DIÓXIDO DE CARBONO EN EQUILIBRIO CON PETRÓLEOS PESADOS&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Se analiza el caso de un reservorio con petróleo pesado (&lt; 20° API) que, pese a estar en contacto con un importante casquete de gas, muestra evidencias de una marcada subsaturación.&lt;br /&gt;El casquete gasífero está constituido mayoritariamente por CO2 y la subsaturación está documentada por tres muestreos PVT independientes realizados en distintos puntos de la estructura. La historia de producción también muestra numerosos pozos con bajas RGP, compatibles con fluidos subsaturados.&lt;br /&gt;En las primeras evaluaciones de la información termodinámica se planteó una posible falta de representatividad de todos los estudios PVT. Sin embargo existen suficientes razones para considerar que el casquete con CO2, la trampa con elevado buzamiento y la densidad del petróleo son compatibles con petróleos muy subsaturados en equilibrio termodinámico.&lt;br /&gt;En general, la existencia de fluidos más densos en niveles estructuralmente más elevados que los fluidos menos densos, resulta inestable. Esta situación genera corrientes de convección que, en tiempos geológicos, puede originar un cambio composicional que da lugar a densidades constantes o crecientes con la profundidad. El modelo desarrollado muestra que, para que la densidad del fluido de este reservorio sea constante o monótonamente creciente con la profundidad, los cambios composicionales necesarios resultan compatibles con las marcadas subsaturaciones encontradas.&lt;br /&gt;Para el análisis presentado, se estudian los equilibrios composicionales posteriores al contacto del CO2 con los hidrocarburos líquidos.&lt;br /&gt;En petróleos livianos, el contacto conlleva a una situación considerada "normal", donde el CO2 se difunde por toda la estructura dando lugar a fluidos cercanos al punto de saturación en todos los niveles.&lt;br /&gt;En petróleos pesados, como en el caso en estudio, el equilibrio también lleva a la difusión de CO2 hacia toda la columna de líquido. Sin embargo, a diferencia de lo que ocurre con petróleos livianos, es un proceso acotado que se interrumpe cuando las constantes de equilibrio del sistema no dan lugar a un aumento de densidad en el líquido. En otras palabras el intercambio procede, únicamente, hasta que la mayor parte de los componentes livianos del petróleo se intercambian por CO2.&lt;br /&gt;Dado que el CO2 tiene constantes de equilibrio inferiores a las del Metano, Etano y N2, y el reemplazo de componentes livianos procede sobre una base molar, el líquido resultante tiene una presión de burbuja menor que el líquido inicial. La disolución adicional de CO2 sólo disminuye la densidad de la mezcla, previniendo procesos convectivos adicionales.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;REFERENCIAS&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Marcelo Crotti&lt;br /&gt;Inlab S.A&lt;br /&gt;Matías Fernández Badessich&lt;br /&gt;Repsol YPF&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-8316567561870367538?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/8316567561870367538'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/8316567561870367538'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2009/06/coeexistencia-de-petroleo-subsaturados.html' title='COEEXISTENCIA DE PETRÓLEO SUBSATURADOS CON UN CASQUETE DE GAS'/><author><name>Jesús Rojas</name><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='16' height='16' src='http://img2.blogblog.com/img/b16-rounded.gif'/></author></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-1862757838010669269</id><published>2009-06-14T11:00:00.000-07:00</published><updated>2009-06-14T11:08:31.569-07:00</updated><category scheme='http://www.blogger.com/atom/ns#' term='PROCESOS DE SEPARACÍON Y TRANSFORMACIÓN DEL PETROLEO'/><title type='text'>LOS PROCESOS DE SEPARACIÓN Y TRANSFORMACIÓN DEL PETROLEO</title><content type='html'>&lt;a name="procesos"&gt;&lt;/a&gt;LOS PROCESOS DE SEPARACIÓN Y&lt;br /&gt;TRANSFORMACIÓN DEL PETROLEO.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;El petróleo crudo una vez extraído del pozo, sube por los cabezales de producción que se encuentran ubicados en la parte superior (boca del pozo) del pozo. Este crudo sigue un trayecto y va a un tren de separadores que se encuentran ubicados en los campos de producción. Debido a que el petróleo en su forma natural se encuentra en los pozos acompañado de gas, agua, sedimentos e impurezas, debe ser separado de cada uno de estos elementos, He allí donde aparecen los trenes de separadores, los cuales son unas especies de tanques donde el petróleo crudo entra por la parte superior y debido a la gravedad él se va separando. Los sedimentos se van al fondo, el agua se queda en la parte media entre los sedimentos y el crudo y el gas en la parte superior.&lt;br /&gt;Este crudo una vez que sale del separador, sale acompañado con el gas. Este gas se separa del crudo mediante dispositivos especiales para esta tarea, donde el gas es secado o atrapado por medio de absorción ó adsorción.&lt;br /&gt;Una vez que el crudo se encuentra totalmente limpio, se transporta por medio de oleoductos a los puntos de refinación ó refinarías.&lt;br /&gt;Los procesos de refinación son muy variados y se diferencian unos de otros por los conceptos científicos y tecnológicos que los fundamentan para conformar una cadena de sucesos que facilitan:&lt;br /&gt;La &lt;a class="autolink" id="autolink" href="http://www.monografias.com/trabajos15/separacion-mezclas/separacion-mezclas.shtml"&gt;destilación&lt;/a&gt; de crudos y separación de productos.&lt;br /&gt;La destilación, la modificación y la reconstitución molecular de los hidrocarburos.&lt;br /&gt;La estabilidad, la purificación y mejor calidad de los derivados obtenidos.&lt;br /&gt;Todo esto se logra mediante la utilización de plantas y equipos auxiliares, que satisfacen diseños y especificaciones de funcionamiento confiables, y por la &lt;a class="autolink" id="autolink" href="http://www.monografias.com/trabajos13/discurso/discurso.shtml"&gt;introducción&lt;/a&gt; de substancias apropiadas y/o catalizadores que sustentan &lt;a class="autolink" id="autolink" href="http://www.monografias.com/trabajos11/tdequim/tdequim.shtml#REACC"&gt;reacciones químicas&lt;/a&gt; y/o físicas deseadas durante cada paso del proceso.&lt;br /&gt;Procesos de Destilación:&lt;br /&gt;Los procesos de destilación atmosférica y al vacío son clásicos en la industria del petróleo. La diferencia entre el proceso atmosférico y el de vacío es que este último permite obtener más altas temperaturas a muy bajas presiones y lograr la refinación de fracciones más pesadas.&lt;br /&gt;La carga que entra a la torre de destilación atmosférica se somete previamente a temperatura de unos 350 ºC en un horno especial. El calentamiento del crudo, permite que, por orden de punto de ebullición de cada fracción o producto, se desprendan de las cargas, y a medida que se condensan en la torre salen de ésta por tuberías laterales apropiadamente dispuestas desde el tope hasta el fondo. La torre lleva en su interior bandejas circulares que tiene bonetes que facilitan la condensación y la recolección de las fracciones. Además, al salir los productos de la torre pasan por otras torres o recipientes auxiliares para continuar los procesos.&lt;br /&gt;Cuando la temperatura de ebullición de ciertos hidrocarburos es superior a 375 ºC se recurre a la destilación al vacío o a una combinación de vacío y vapor. La carga con que se alimenta el proceso al vacío proviene del fondo de la torre de destilación atmosférica.&lt;br /&gt;Desasfaltación:&lt;br /&gt;A medida que se obtienen los productos por los diferentes procesos, muchos de estos requieren tratamiento adicional para remover impurezas o para aprovechar ciertos hidrocarburos. Para estos casos se emplea solvente. La desasfaltación con propano se utiliza para extraer aceites pesados del asfalto para utilizarlos como lubricantes o como carga a otros procesos. Este proceso se lleva a cabo en una torre de extracción líquido-líquido.&lt;br /&gt;Proceso térmico continuo ("THERMOFOR") con utilización de arcilla:&lt;br /&gt;Varios procesos de crepitación catalítica (descomposición térmica molecular) tienen uso en los grandes complejos refineros. De igual manera, los procesos para desulfuración de gasolina. Casi todos estos procesos tienen sus características propias y aspectos específicos de funcionamiento. El proceso de thermofor tiene por objeto producir lubricantes de ciertas características y es alimentado por los productos semielaborados que salen de las plantas de procesos con disolventes (refinación y desparafinación).&lt;br /&gt;Descomposición Térmica:&lt;br /&gt;Al proceso de descomposición o desintegración molecular o crepitación térmica se le bautizo "Cracking", onomatopéyicamente craqueo, craquear. Fundamentalmente, la carga para este proceso la constituyen gasóleo pesado y/o crudo reducido, suplido por otras plantas de la refinería. Las temperaturas para la descomposición térmica están en el rango de 200 – 480 ºC y presión de hasta 20 atmósferas. La descomposición térmica se aplica también para la obtención de etileno, a partir de las siguientes fuentes: etano, propano, propileno, butano, querosén o combustóleo. Las temperaturas requeridas están en el rango de 730 – 760 ºC y presiones bajas de hasta 1,4 atmósferas.&lt;br /&gt;Reformación Catalítica:&lt;br /&gt;Este proceso representa un gran avance en el &lt;a class="autolink" id="autolink" href="http://www.monografias.com/trabajos13/diseprod/diseprod.shtml"&gt;diseño&lt;/a&gt;, utilización y regeneración de los catalizadores y del proceso en general. Los catalizadores de platino han permitido que mayores volúmenes de carga sean procesados por kilogramos de catalizador utilizado. Además, se ha logrado mayor tiempo de utilización de los catalizadores. Esta &lt;a class="autolink" id="autolink" href="http://www.monografias.com/trabajos34/innovacion-y-competitividad/innovacion-y-competitividad.shtml"&gt;innovación&lt;/a&gt; ha permitido que su aplicación sea muy extensa para tratar gasolinas y producir aromáticos.&lt;br /&gt;La reforma catalítica cubre una gran variedad de aplicaciones patentadas que son importantes en la &lt;a class="autolink" id="autolink" href="http://www.monografias.com/trabajos14/manufact-esbelta/manufact-esbelta.shtml"&gt;manufactura&lt;/a&gt; de gasolinas (Ultraforming, Houdriforming, Rexforming y otros). La carga puede provenir del procesamiento de crudos nafténicos y parafínicos, que rinden fracciones ricas en sustancias aromáticas. Por la reforma catalítica se logra la deshidrogenación y deshidroisomerización de naftenos, y la isomerización, el hidrocraqueo y la ciclodeshidrogenación de las parafinas, como también la hidrogenación de olefinas y la hidrosulfuración. El resultado es un hidrocarburo muy rico en aromáticos y por lo tanto de alto octanaje.&lt;br /&gt;Proceso Flexicocking (Exxon):&lt;br /&gt;La aplicación general se basa en el manejo de cualquier carga de hidrocarburo que pueda ser bombeada, inclusive arena bituminosa. Es particularmente adaptable para mover el alto contenido de &lt;a class="autolink" id="autolink" href="http://www.monografias.com/trabajos10/coma/coma.shtml"&gt;metales&lt;/a&gt; y/o carbón que quedan en los residuos de la carga tratada a temperaturas de 565 ºC o más en plantas al vacío.&lt;br /&gt;Los productos líquidos logrados pueden ser mejorados mediante la hidrogenación. El coque bruto puede ser gasificado. Luego de removerle el sulfuro de hidrogeno, el gas puede ser utilizado en los hornos de procesamiento, inclusive los de las plantas de hidrogeno. Además del coque producido, las otras fracciones más livianas producidas pueden ser procesadas en equipos convencionales de tratamientos.&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-1862757838010669269?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/1862757838010669269'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/1862757838010669269'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2009/06/los-procesos-de-separacion-y.html' title='LOS PROCESOS DE SEPARACIÓN Y TRANSFORMACIÓN DEL PETROLEO'/><author><name>Jesús Rojas</name><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='16' height='16' src='http://img2.blogblog.com/img/b16-rounded.gif'/></author></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-4256042487471606700</id><published>2009-06-13T15:56:00.000-07:00</published><updated>2009-06-13T16:02:04.430-07:00</updated><category scheme='http://www.blogger.com/atom/ns#' term='BOMBEO DE CAVIDAD PROGRESIVA III'/><title type='text'>BOMBEO DE CAVIDAD PROGRESIVA III</title><content type='html'>&lt;div align="justify"&gt;&lt;strong&gt;Ventajas de las BCP&lt;/strong&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;· Capacidad de producir fluidos más viscosos.&lt;br /&gt;· Habilidad para bombear arena.&lt;br /&gt;· Habilidad para elevar grandes concentraciones de gas libre.&lt;br /&gt;· Buena resistencia a la abrasión.&lt;br /&gt;· Utilización de motores más pequeños lo que resulta en menores costos de levantamiento.&lt;br /&gt;· Costo capital normalmente menor que en otros métodos de levantamiento artificial. La mitad del costo de inversión que un sistema de bombeo mecánico, y 1/5 de una bomba electrosumergible.&lt;br /&gt;· Consume la mitad de la potencia de una bomba mecánica y 1/3 de la potencia de una bomba electrosumergible (la potencia representa 2/3 de los gastos operacionales de un pozo de alto porcentaje de agua).&lt;br /&gt;· Costos mínimos de transporte e instalación (el sistema completo se puede transportar en un camioneta de ¾ Ton.).&lt;br /&gt;· Menor número de partes móviles, lo que resulta en menor mantenimiento.&lt;br /&gt;· Bajos niveles de ruido.&lt;br /&gt;· Bajo mantenimiento agradable ambientalmente / unidad de bajo perfil.&lt;br /&gt;· Buena bomba multifásica a 500 rpm, maneja un 50% de gas libre a la succión de la bomba y 75% a 100 rpm.&lt;br /&gt;· Simplicidad (sólo dos partes) rotor y estator.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;strong&gt;Desventajas de las BCP&lt;/strong&gt;&lt;br /&gt;&lt;strong&gt;&lt;/strong&gt;&lt;br /&gt;· Los agentes contaminantes del crudo pueden dañar el elastómero, hinchándolo o deteriorándolo.&lt;br /&gt;· La rotación del rotor a través de la sarta de cabillas no facilita el uso efectivo de raspadores dentro de la tubería de producción para el control de parafinas.&lt;br /&gt;· El estator tiende a sufrir daños permanentes si la bomba trabaja al vacío, aún en períodos cortos de tiempo.&lt;br /&gt;· La temperatura a la profundidad de la bomba afecta el elastómero (Máxima temperatura 330º F, con elastómeros especiales).&lt;br /&gt;· No opera con eficiencia a grandes profundidades debido a los problemas generados por las grandes extensiones de cabillas (Aprox. 6000 pies). &lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;strong&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Aplicaciones&lt;/strong&gt;&lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;strong&gt;&lt;/strong&gt;&lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;En la explotación del petróleo pesado o liviano este método proporciona ventajas, la cual consiste en que se pueden tener más de 10 pozos perforados desde la misma localidad, reduciendo así el daño a la superficie, teniendo una sola cabilla arrendada por pozo en vez de 10, y a todo el equipo se le puede hacer servicio por localidad. Para este tipo de aplicaciones se debe utilizar centralizadores o guías de cabillas para eliminar el desgaste de la tubería y la cabilla, al igual que en pozos horizontales. También un gran número de aplicaciones costa afuera son los pozos desviados.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Otra aplicación es la utilización de la bomba de cavidad progresiva en la explotación de pozos de gas. También ha sido utilizada en invasiones con agua, lo que tiene grandes ventajas como en el ahorro en los costos capitales en comparación con las unidades de bombas que no son adecuadas para mover el fluido deseado.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;El cabezal de bombeo de superficie compacto de la bomba de cavidad progresiva, el cual va montado directamente en el cabezal del pozo a través de una T de bombeo, reduce de esta forma la necesidad de área de superficie así como los deslizadores requeridos en una unidad de bombeo convencional.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Este sistema de BCP es aplicable a pozos verticales, inclinados y horizontales.&lt;/div&gt;&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-4256042487471606700?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/4256042487471606700'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/4256042487471606700'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2009/06/bombeo-de-cavidad-progresiva-iii.html' title='BOMBEO DE CAVIDAD PROGRESIVA III'/><author><name>Franklin Misle</name><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='32' height='24' src='http://4.bp.blogspot.com/_F_QtnS37jJs/Sbwc_U5E45I/AAAAAAAAAAU/TwhB9Fjz5c4/S220/yo+2.jpg'/></author></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-5839377902575011107</id><published>2009-06-13T15:39:00.000-07:00</published><updated>2009-06-13T15:56:05.107-07:00</updated><category scheme='http://www.blogger.com/atom/ns#' term='BOMBEO DE CAVIDAD PROGRESIVA II'/><title type='text'>BOMBEO DE CAVIDAD PROGRESIVA II</title><content type='html'>&lt;div align="justify"&gt;Estas bombas mantienen un continuo volumen de líquido en las cavidades, entre la succión y la descarga. Debido a estas características, las BCP tienen la habilidad de bombear fluidos viscosos, abrasivos, multifásicos y gaseosos en un amplio rango de las tasas de flujo y de diferenciales de presiones hasta la superficie.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Los sistemas de bombas de cavidad progresiva son altamente flexibles en términos de su habilidad de funcionar efectivamente en un diverso rango de aplicaciones. No obstante, su éxito en una aplicación en particular requiere que los componentes del sistema de bombeo sean compatibles con las condiciones del pozo y el ambiente de operación. Un proceso de diseño que tome en consideración los componentes del sistema y el ambiente de operación, es necesario para asegurar que se alcanza un sistema por bombeo de cavidades progresivas apropiado.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;strong&gt;Consideraciones de diseño:&lt;br /&gt;&lt;/strong&gt;&lt;br /&gt;Las consideraciones de diseño son utilizadas para guiar en la selección de un diseño de sistema efectivo. Cada paso en el proceso de diseño está basado en la evaluación de las implicaciones de una o más de estas consideraciones. Las consideraciones de diseño primordiales en un sistema de bombeo de cavidades progresivas, son:&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;- Condiciones de bombeo.&lt;br /&gt;- Efectos del flujo.&lt;br /&gt;- Carga de la sarta.&lt;br /&gt;- Desgaste de la tubería de producción y la sarta de cabilla.&lt;br /&gt;- Transmisión de potencia.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;strong&gt;Funcionamiento&lt;/strong&gt;&lt;br /&gt;&lt;strong&gt;&lt;/strong&gt;&lt;br /&gt;El efecto de bombeo se obtiene a través de cavidades sucesivas e independientes que se desplazan desde la succión hasta la descarga de la bomba a medida que el rotor gira dentro del estator. El movimiento es trasmitido por una sarta de cabillas desde la superficie hasta la bomba, empleando para ello un motor – reductor acoplado a las cabillas.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;El funcionamiento comienza desde la superficie, donde un motor, bien sea eléctrico o de combustión interna, le transmite movimiento rotacional a la sarta de cabillas a través de distintos engranajes. Los engranajes transmiten la acción y reduce las revoluciones altas del motor para obtener las revoluciones deseadas en la sarta de cabillas; y éstas a su vez hacen girar el rotor dentro del estator fijo, causando que el fluido suba hacia la superficie.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;El crudo es desplazado en forma continua hasta la superficie por efecto del rotor que gira dentro del estator, formando de esta manera cavidades progresivas ascendentes. La eficiencia volumétrica de estas bombas es afectada por la presencia de gas libre en la succión y la viscosidad del crudo.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;En líneas generales, la secuencia de operación de una bomba de cavidad progresiva consta de tres etapas; la primera etapa, es conocida como ciclo AS (abierto a la succión y cerrado a la descarga) en donde la cámara de bombeo es aislada de los efectos de la presión en la descarga de la bomba, mientras que es abierta a la succión permitiendo así la entrada de fluido; la segunda etapa, es llamada ciclo CSD (cerrado a la succión y a la descarga) en la cual tanto el puerto de descarga como el de succión están cerrado por lo cual el fluido queda aislado dentro de la cámara de bombeo; y la última etapa, el ciclo AD (abierto a la descarga y cerrado a la succión) donde la cámara de bombeo es expuesta a la presión en la descarga de la bomba pero aislada a la succión, por consiguiente en esta etapa de operación es donde se eleva la presión del fluido es respuesta a la presión en la zona de descarga.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;/div&gt;&lt;img style="TEXT-ALIGN: center; MARGIN: 0px auto 10px; WIDTH: 400px; DISPLAY: block; HEIGHT: 213px; CURSOR: hand" id="BLOGGER_PHOTO_ID_5346948384365697362" border="0" alt="" src="http://3.bp.blogspot.com/_F_QtnS37jJs/SjQtOep3WVI/AAAAAAAAAEQ/hKbD5hjaAqU/s400/bcp.bmp" /&gt;&lt;br /&gt;&lt;p&gt;Imagen: Elastomero y Estator. Elementos Principales en una BCP&lt;/p&gt;&lt;p&gt;Fuente de la imagen: Presentación de PETROZUATA. Cortesía de la Profesora e Ingeniero Fanny Sánchez&lt;/p&gt;&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-5839377902575011107?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/5839377902575011107'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/5839377902575011107'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2009/06/bombeo-de-cavidad-progresiva-ii.html' title='BOMBEO DE CAVIDAD PROGRESIVA II'/><author><name>Franklin Misle</name><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='32' height='24' src='http://4.bp.blogspot.com/_F_QtnS37jJs/Sbwc_U5E45I/AAAAAAAAAAU/TwhB9Fjz5c4/S220/yo+2.jpg'/></author><media:thumbnail xmlns:media='http://search.yahoo.com/mrss/' url='http://3.bp.blogspot.com/_F_QtnS37jJs/SjQtOep3WVI/AAAAAAAAAEQ/hKbD5hjaAqU/s72-c/bcp.bmp' height='72' width='72'/></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-489605883782068567</id><published>2009-06-13T15:30:00.000-07:00</published><updated>2009-06-13T16:04:13.270-07:00</updated><category scheme='http://www.blogger.com/atom/ns#' term='BOMBEO DE CAVIDAD PROGRESIVA I'/><title type='text'>BOMBEO DE CAVIDAD PROGRESIVA I</title><content type='html'>&lt;div align="justify"&gt;A finales de los años 20, René Moineaus (un Ingeniero Aeronáutico Francés) diseñó un compresor rotatorio de tipo tornillo; creó un mecanismo capaz de generar variaciones de presión en un fluido (Capsulismo), descubriendo así que su equipo podía desplazar eficientemente los fluidos; con esto, aplicó su diseño a bombas, compresores y motores. Desarrolló el concepto de una serie de bombas con un mecanismo helicoidal.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Es en 1932, cuando una de estas bombas toma la forma de la que en la actualidad se conoce como Bomba de Cavidad Progresiva (BCP), Bomba Tornilla o Bomba Moineaus, la cual consiste en una máquina rotativa de desplazamiento positivo, compuesta por un rotor metálico, un estator cuyo material es elastómero generalmente (ambos unidos a una tubería de acero), un sistema motor y un sistema de acoples flexibles.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;strong&gt;Clasificación de las Bombas:&lt;br /&gt;&lt;/strong&gt;&lt;br /&gt;Las bombas son típicamente clasificadas en base al mecanismo mediante el cual se le proporciona energía al fluido y específicamente por la forma en que este mecanismo es implementado. Este sistema de clasificación, inicialmente divide las bombas en las categorías dinámicas y de desplazamiento positivo.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;strong&gt;Bombas dinámicas&lt;/strong&gt;: Estas continuamente suministran energía para incrementar la velocidad del fluido dentro de la bomba, mediante la aceleración del fluido dentro de la bomba, utilizando a la vez diversas geometrías.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;strong&gt;Bombas de desplazamiento positivo&lt;/strong&gt;: en estas la energía es transferida al fluido en forma periódica. Es decir, la parte móvil de la bomba ejerce una fuerza sobre el fluido, con lo cual se logra un incremento de la presión del fluido. Periódicamente suministran energía mediante la aplicación de fuerzas a los límites movibles de volúmenes de fluidos encerrados, resultando en un incremento directo en la presión. La energía se puede añadir en forma continua o pulsante dependiendo del mecanismo de la bomba.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;De acuerdo a su aplicación, las BCP se clasifican en:&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;-Bomba de subsuelo para la producción de pozos de petróleo y pozos de agua.&lt;br /&gt;-Bombas para el transporte de crudo.&lt;br /&gt;-Bombas para el transporte de alimentos.&lt;br /&gt;-Bombas para varios usos.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Las bombas de subsuelo para la producción de crudo se clasifican en:&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;-&lt;strong&gt;Bombas de Cavidades Progresivas Insertables&lt;/strong&gt;: son aquellas en las cuales tanto el rotor como el estator se bajan al pozo en un solo conjunto.&lt;br /&gt;-&lt;strong&gt;Bombas de Cavidades Progresivas Tubulares&lt;/strong&gt;: son aquellas en las cuales primero se baja el estator conectado a la tubería de producción. Luego se introduce el rotor en el extremo inferior de las cabillas.&lt;br /&gt;-&lt;strong&gt;Bombas de Geometría Simple&lt;/strong&gt;: son aquella en las cuales el número de lóbulos de rotor es de uno, mientras que el estator es de dos lóbulos&lt;br /&gt;-&lt;strong&gt;Bombas Multilobulares&lt;/strong&gt;: ofrecen rotores de dos o más lóbulos en estatores de 3 o más lóbulos, estas ofrecen mayores caudales que sus similares de geometría.&lt;br /&gt;-&lt;strong&gt;Bombas de Alto Caudal&lt;/strong&gt;: o de alto desplazamiento que viene dado principalmente por el diámetro de la bomba y la geometría de las cavidades.&lt;br /&gt;&lt;/div&gt;&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-489605883782068567?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/489605883782068567'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/489605883782068567'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2009/06/bombeo-de-cavidad-progresiva-i.html' title='BOMBEO DE CAVIDAD PROGRESIVA I'/><author><name>Franklin Misle</name><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='32' height='24' src='http://4.bp.blogspot.com/_F_QtnS37jJs/Sbwc_U5E45I/AAAAAAAAAAU/TwhB9Fjz5c4/S220/yo+2.jpg'/></author></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-713026453688119497</id><published>2009-06-13T15:03:00.000-07:00</published><updated>2009-06-14T15:28:01.533-07:00</updated><category scheme='http://www.blogger.com/atom/ns#' term='Gas Natural'/><title type='text'>Producción, distribución de gas natural, situación actual y proyección futura (parte III)</title><content type='html'>El siguiente grafico muestra las actuales reservas probadas de gas natural en las distintas áreas del país,  siendo la zona oriental la que posee el mayor porcentaje de reservas con un 81% del total, y un 15 % en las zonas costa afuera lo que es una cifra considerable que permite inferir el prospero futuro de esta fuente de energía y su actuación en la economía venezolana.&lt;br /&gt;&lt;div style="text-align: justify;"&gt;&lt;br /&gt;&lt;div style="text-align: center;"&gt;&lt;a onblur="try {parent.deselectBloggerImageGracefully();} catch(e) {}" href="http://4.bp.blogspot.com/_b-Mukkd6ZI8/SjV5PYJD8aI/AAAAAAAAABs/zn6S6ELv3SY/s1600-h/Reservas_Probadas_de_Gas_en_Venezuela.png"&gt;&lt;img style="margin: 0px auto 10px; display: block; text-align: center; cursor: pointer; width: 400px; height: 260px;" src="http://4.bp.blogspot.com/_b-Mukkd6ZI8/SjV5PYJD8aI/AAAAAAAAABs/zn6S6ELv3SY/s400/Reservas_Probadas_de_Gas_en_Venezuela.png" alt="" id="BLOGGER_PHOTO_ID_5347313437657788834" border="0" /&gt;&lt;/a&gt;&lt;span style="font-size:85%;"&gt;&lt;span style="font-weight: bold;"&gt;Reservas Probadas de Gas en Venezuela&lt;/span&gt;&lt;/span&gt;&lt;br /&gt;&lt;/div&gt;&lt;br /&gt;Observando el consecuente crecimiento de la industria gasífera venezolana y la importancia que actualmente protagoniza este combustible, se estima que para el año 2020 el consumo interno por habitante sea de 3.205MCH (metros cúbicos hora), considerando el aumento que presenta la población venezolana, la cual se estima que para el 2020 alcance 32.970 millones de habitantes, esto implica un aumento realmente importante en el consumo interno del gas natural.&lt;/div&gt;&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-713026453688119497?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/713026453688119497'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/713026453688119497'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2009/06/produccion-distribucion-de-gas-natural_4308.html' title='Producción, distribución de gas natural, situación actual y proyección futura (parte III)'/><author><name>Gabriella Martínez</name><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='32' height='26' src='http://3.bp.blogspot.com/-Ws_kHNj1iso/TmRxGP9QnvI/AAAAAAAABdk/_QvZqqkSLlI/s220/Gaby.4Abr2011.PNG'/></author><media:thumbnail xmlns:media='http://search.yahoo.com/mrss/' url='http://4.bp.blogspot.com/_b-Mukkd6ZI8/SjV5PYJD8aI/AAAAAAAAABs/zn6S6ELv3SY/s72-c/Reservas_Probadas_de_Gas_en_Venezuela.png' height='72' width='72'/></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-4819999699089820530</id><published>2009-06-13T14:55:00.000-07:00</published><updated>2009-06-14T15:28:21.284-07:00</updated><category scheme='http://www.blogger.com/atom/ns#' term='Gas Natural'/><title type='text'>Producción, distribución de gas natural, situación actual y proyección futura (parte II)</title><content type='html'>&lt;div style="text-align: justify;"&gt;Notando la necesidad de los mercados extranjeros a incorporar más centrales termoeléctricas de alto rendimiento con turbinas a gas y la difusión gradual de los otros usos del energético. Apreciamos la determinación de futuros aumentos en la producción que llevaran  a la explotación de reservas para sostener los suministros a largo plazo.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;En el gráfico se aprecia la utilización, consumo por área y producción en mmm3 de gas natural,  comprendido entre los años 1996-2005. Donde éste ha presentado su mayor alza en todos los aspectos nombrados en el periodo comprendido entre 2000-2005, que preceden a la promulgación de la LOHG (Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos), notando el progresivo crecimiento de la industria gasífera y que permite suponer que ésta continuará ascendiendo.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;div style="text-align: center;"&gt;&lt;a onblur="try {parent.deselectBloggerImageGracefully();} catch(e) {}" href="http://3.bp.blogspot.com/_b-Mukkd6ZI8/SjV3B2sEfPI/AAAAAAAAABc/1GuliKcuWzo/s1600-h/Producci%C3%B3n_y_distribuci%C3%B3n_de_gas_natural_2005.png"&gt;&lt;img style="margin: 0px auto 10px; display: block; text-align: center; cursor: pointer; width: 400px; height: 194px;" src="http://3.bp.blogspot.com/_b-Mukkd6ZI8/SjV3B2sEfPI/AAAAAAAAABc/1GuliKcuWzo/s400/Producci%C3%B3n_y_distribuci%C3%B3n_de_gas_natural_2005.png" alt="" id="BLOGGER_PHOTO_ID_5347311006316264690" border="0" /&gt;&lt;/a&gt;&lt;span style="font-size:85%;"&gt;&lt;span style="font-weight: bold;"&gt;Producción y distribución de gas natural para el 2005&lt;/span&gt;&lt;/span&gt;&lt;br /&gt;&lt;/div&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;En la siguiente tabla  se observa más detalladamente la producción y distribución del gas natural tomando en cuenta sus usos que ratifican el aumento progresivo de su producción (estas cifras no incluyen el gas donado), donde notamos que las ventas presentan una disminución, lo que implica un aumento en el consumo interno, para el área de combustible presenta su mayor alza en el año 1997 aunque se ha mantenido relativamente constante al igual que el gas transformado con el pasar de los años.  Por otro lado el gas inyectado y  arrojado muestra un aumento constante.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;div style="text-align: center;"&gt;&lt;a onblur="try {parent.deselectBloggerImageGracefully();} catch(e) {}" href="http://3.bp.blogspot.com/_b-Mukkd6ZI8/SjV4QmMFynI/AAAAAAAAABk/KDpKJgcp9K0/s1600-h/Producci%C3%B3n_y_distribuci%C3%B3n_del_gas_natural_1996-2005.png"&gt;&lt;img style="margin: 0px auto 10px; display: block; text-align: center; cursor: pointer; width: 400px; height: 325px;" src="http://3.bp.blogspot.com/_b-Mukkd6ZI8/SjV4QmMFynI/AAAAAAAAABk/KDpKJgcp9K0/s400/Producci%C3%B3n_y_distribuci%C3%B3n_del_gas_natural_1996-2005.png" alt="" id="BLOGGER_PHOTO_ID_5347312359096830578" border="0" /&gt;&lt;/a&gt;&lt;span style="font-size:85%;"&gt;&lt;span style="font-weight: bold;"&gt;Producción y distribución del gas natural 1996-2005&lt;/span&gt;&lt;br /&gt;&lt;/span&gt;&lt;/div&gt;&lt;br /&gt;La inyección de gas es el uso más relevante de esta industria en el país, pero en general la producción de gas natural sea cual sea su uso, proyecta un crecimiento importante para los siguientes años. Integrándose cada vez más  como fuente energética  de valor importante para la economía de Venezuela.&lt;/div&gt;&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-4819999699089820530?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/4819999699089820530'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/4819999699089820530'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2009/06/produccion-distribucion-de-gas-natural_13.html' title='Producción, distribución de gas natural, situación actual y proyección futura (parte II)'/><author><name>Gabriella Martínez</name><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='32' height='26' src='http://3.bp.blogspot.com/-Ws_kHNj1iso/TmRxGP9QnvI/AAAAAAAABdk/_QvZqqkSLlI/s220/Gaby.4Abr2011.PNG'/></author><media:thumbnail xmlns:media='http://search.yahoo.com/mrss/' url='http://3.bp.blogspot.com/_b-Mukkd6ZI8/SjV3B2sEfPI/AAAAAAAAABc/1GuliKcuWzo/s72-c/Producci%C3%B3n_y_distribuci%C3%B3n_de_gas_natural_2005.png' height='72' width='72'/></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-1987706889078313945</id><published>2009-06-13T14:53:00.000-07:00</published><updated>2009-06-14T15:13:45.190-07:00</updated><category scheme='http://www.blogger.com/atom/ns#' term='Gas Natural'/><title type='text'>Producción, distribución de gas natural, situación actual y proyección futura (parte I)</title><content type='html'>&lt;div style="text-align: justify;"&gt;El desarrollo de la industria del gas natural en Venezuela se inició a finales de los años 1940, aunque desde comienzo de los 20 se extrajeron importantes volúmenes asociados a la explotación petrolera que en una primera época fueron venteados y más tarde inyectados para energizar yacimientos de crudo.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Hasta 1997 la producción de gas natural representó el 16,7% en la producción de energía primaria en Venezuela y entre 1998 y octubre del 2002 se incrementó en 68,8%. Esto indica que la actividad del gas natural ha tenido importante desarrollo con fuerte  penetración en los procesos de transformación, en la industria y en la generación de electricidad, más una moderada participación en el sector doméstico y en el transporte vehicular.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;A partir de 1999 el sector gas de Venezuela recibió un trato especial y prioritario, se promulga La Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos y su reglamento.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Venezuela en el año 2004, estaba en una fase de crecimiento acelerado caracterizado por una expansión con aumento del número de participantes, inversionistas y operadores. En lo que se refiere al mercado interno nacional, éste prosigue haciendo demandas para consumir más energía, en la grafico se muestra la situación del mercado interno, distribuido en las distintas regiones de Venezuela observando las plantas de extracción y distribución, refinerías y demarcando así también los gaseoductos existentes, las fuentes de gas actuales y el consumo por sector. Donde se aprecia que para el gas metano con un consumo actual de 2.200MMPCD el 2% es de uso doméstico mientras que el 98% es de uso industrial. Por otra parte tenemos el gas licuado de petróleo (GLP) que posee un consumo actual de 33,1MBD, donde el 88% es de uso doméstico, el 11% industrial y el 1% automotor. Abasteciendo aproximadamente a 3.800.000 hogares.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;/div&gt;&lt;a onblur="try {parent.deselectBloggerImageGracefully();} catch(e) {}" href="http://2.bp.blogspot.com/_b-Mukkd6ZI8/SjV1RrBEVRI/AAAAAAAAABU/ibfQn4Zz6hw/s1600-h/mercado_interno_gas_2004.png"&gt;&lt;img style="margin: 0px auto 10px; display: block; text-align: center; cursor: pointer; width: 400px; height: 253px;" src="http://2.bp.blogspot.com/_b-Mukkd6ZI8/SjV1RrBEVRI/AAAAAAAAABU/ibfQn4Zz6hw/s400/mercado_interno_gas_2004.png" alt="Mercado Interno del Gas para el 2004" id="BLOGGER_PHOTO_ID_5347309079037760786" border="0" /&gt;&lt;/a&gt;&lt;div style="text-align: center;"&gt;&lt;span style="font-size:85%;"&gt;&lt;span style="font-weight: bold;"&gt;Mercado Interno del Gas para el 2004&lt;/span&gt;&lt;br /&gt;&lt;/span&gt;&lt;/div&gt;&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-1987706889078313945?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/1987706889078313945'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/1987706889078313945'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2009/06/produccion-distribucion-de-gas-natural.html' title='Producción, distribución de gas natural, situación actual y proyección futura (parte I)'/><author><name>Gabriella Martínez</name><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='32' height='26' src='http://3.bp.blogspot.com/-Ws_kHNj1iso/TmRxGP9QnvI/AAAAAAAABdk/_QvZqqkSLlI/s220/Gaby.4Abr2011.PNG'/></author><media:thumbnail xmlns:media='http://search.yahoo.com/mrss/' url='http://2.bp.blogspot.com/_b-Mukkd6ZI8/SjV1RrBEVRI/AAAAAAAAABU/ibfQn4Zz6hw/s72-c/mercado_interno_gas_2004.png' height='72' width='72'/></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-8163847594415570248</id><published>2009-06-09T06:49:00.000-07:00</published><updated>2009-06-09T09:08:00.487-07:00</updated><category scheme='http://www.blogger.com/atom/ns#' term='Clasificación de los yacimientos de gas'/><title type='text'>Ecuacion de Balance de Materiales para yacimientos de gas (Parte I)</title><content type='html'>&lt;div align="justify"&gt;&lt;span style="color:#3366ff;"&gt;Ecuación de Balance de Balance de Materiales para yacimientos de gas&lt;br /&gt;&lt;/span&gt;&lt;br /&gt;Se define el volumen original de hidrocarburos en sitio, a condiciones de yacimiento, se puede considerar este volumen inicial como un volumen de control delimitado por una línea imaginaria. Fijado así el volumen de control, se puede proceder a considerar el más simple balance de masa en las siguientes expresiones:&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Mi – Mp + Me = Mr&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Que significan: &lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;br /&gt;&lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;br /&gt;Mi= masa inicial existente en el volumen de control&lt;br /&gt;Mp= masa producida del volumen de control&lt;br /&gt;Me= masa que ha entrado al volumen de control&lt;br /&gt;Mr = masa remanente en el volumen de control&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;A continuación se presenta el análisis general del desarrollo de la Ecuación Generalizada de Balance de Materiales (EGBM) y otros tópicos conexos. Primero, se tratarán los casos especiales de yacimientos de gas y de yacimientos subsaturados de petróleo para proseguir con las situaciones más sencillas hasta considerar el caso general más complejo.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;br /&gt;&lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;1 &lt;span style="color:#3366ff;"&gt;Yacimientos de gas natural&lt;br /&gt;&lt;/span&gt;&lt;br /&gt;Hay dos preguntas clave que deben ser respondidas tempranamente cuando se trata del inicio de la explotación de un yacimiento de gas y de la estrategia que se aplicará durante su vida económica productiva, La primera pregunta debe responder al volumen de gas originalmente en sitio y, la segunda, al volumen remanente de gas a cualquiera que sea la presión escogida para abandonar el yacimiento.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;El volumen de gas originalmente en sitio como control del volumen producido y del volumen remanente se puede estimar de varias maneras, Por ejemplo:&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;span style="color:#3366ff;"&gt;Volumen de gas = Vb Ø Sg Bg&lt;br /&gt;&lt;/span&gt;&lt;br /&gt;De ser posible, se debe insistir que para usar esta expresión se empleen valores ponderados volumétricamente para Ø, Sg y Bg, igualmente, se requiere un buen mapa de isoespesores que permita obtener por planimetría el volumen bruto correspondiente al volumen de control.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Es evidente que para obtener el volumen de gas inicialmente en sitio (Gi) se requiere información obtenida de los pozos perforados. La estimación volumétrica será de la misma veracidad que tengan los valores ponderados utilizados para producirla. Sin embargo, los resultados volumétricos, obtenidos para Gi no indican qué tipo de mecanismo de producción tiene" el yacimiento de gas. Por lo tanto, para valores iguales de Gi se puede pensar en un yacimiento volumétrico de gas, sin influjo de agua, que produce exclusivamente por expansión del gas, o se podría tener un yacimiento con influjo de agua además de la energía disponible mediante la expansión del gas.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;br /&gt;&lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;2 &lt;span style="color:#3366ff;"&gt;Ecuación Generalizada de Balance de Materiales para yacimientos de gas&lt;br /&gt;&lt;/span&gt;&lt;br /&gt;Para el análisis de ambos tipos de yacimientos de gas (tanto el volumétrico como el de influjo de agua) se ha desarrollado una Ecuación Generalizada de Balance de Materiales para yacimientos de gas. La ecuación se logró mediante los siguientes pasos:&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;• Balance del volumen original&lt;br /&gt;• Balance del volumen de poros disponibles&lt;br /&gt;• Balance molecular&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Utilizando la nomenclatura que sigue:&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Vi = Volumen de poros inicialmente lleno de gas, en m³ o pies³ (pc), a condiciones del yacimiento.&lt;br /&gt;&lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;We = Agua que ha entrado en el yacimiento, en m³ o pies³ (pc) o barriles (brls), a condiciones del yacimiento.&lt;br /&gt;&lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;Wp = Agua producida del yacimiento, m³ o barriles, a condiciones de superficie&lt;br /&gt;&lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;Vf = Volumen de poros llenos finalmente de gas, luego de producir Gp pies cúbicos estándar, pies³ o m³, a condiciones de yacimiento.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Balance de volumen original: &lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;br /&gt;&lt;/div&gt;&lt;img id="BLOGGER_PHOTO_ID_5345357483107355762" style="DISPLAY: block; MARGIN: 0px auto 10px; WIDTH: 340px; CURSOR: hand; HEIGHT: 43px; TEXT-ALIGN: center" alt="" src="http://3.bp.blogspot.com/_rB2iz9UmcFE/Si6GT1oXDHI/AAAAAAAAACE/dj8Om7-RqD4/s320/scan0006.bmp" border="0" /&gt; &lt;p align="justify"&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;*pies cúbicos estándar&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Balance de volumen de poros disponibles:&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;span style="color:#3366ff;"&gt;Vf = Vi – We + Wp Bw&lt;/span&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Se debe recalcar que los volúmenes disponibles de poros para el gas ( V f y Vi) son volúmenes netos de poros, totalmente saturados de gas, o sea que ya se les ha sustraído cualquier volumen de poros ocupado inicialmente por agua dentro del volumen de control del yacimiento. Este balance se representa gráficamente en la Fig. 5-1.&lt;br /&gt;&lt;/p&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;/div&gt;&lt;img id="BLOGGER_PHOTO_ID_5345355089489843826" style="DISPLAY: block; MARGIN: 0px auto 10px; WIDTH: 320px; CURSOR: hand; HEIGHT: 127px; TEXT-ALIGN: center" alt="" src="http://1.bp.blogspot.com/_rB2iz9UmcFE/Si6EIgteVnI/AAAAAAAAABk/ns2kajJr5Qw/s320/scan0001.bmp" border="0" /&gt;&lt;br /&gt;Fig. 5-1. Distribución esquemática de los fluidos dentro del volumen de control&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;div align="justify"&gt;Balance molecular:&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Mp = Mi – Mf&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;En la que:&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Mp = moles producidos&lt;br /&gt;Mi = moles iniciales                                                                          »»» dentro del volumen de control&lt;br /&gt;Mf = moles al final&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Sin embargo, de la ley de Gases Reales se obtiene:&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;img id="BLOGGER_PHOTO_ID_5345355360216910754" style="DISPLAY: block; MARGIN: 0px auto 10px; WIDTH: 320px; CURSOR: hand; HEIGHT: 60px; TEXT-ALIGN: center" alt="" src="http://3.bp.blogspot.com/_rB2iz9UmcFE/Si6EYRP1i6I/AAAAAAAAABs/ygxI6o7_ris/s320/scan0003.bmp" border="0" /&gt;&lt;br /&gt;Y sustituyendo por este valor de n en Mp = Mi – Mf se obtiene&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;img id="BLOGGER_PHOTO_ID_5345355453056107026" style="DISPLAY: block; MARGIN: 0px auto 10px; WIDTH: 320px; CURSOR: hand; HEIGHT: 90px; TEXT-ALIGN: center" alt="" src="http://2.bp.blogspot.com/_rB2iz9UmcFE/Si6EdrGbQhI/AAAAAAAAAB0/ysUJ_YF2ADg/s320/scan0004.bmp" border="0" /&gt;&lt;br /&gt;• Condiciones estándar (ce)&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Sin embargo, se tiene Vf de la ecuación Vf = Vi – We + Wp Bw&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;img id="BLOGGER_PHOTO_ID_5345355535866061394" style="DISPLAY: block; MARGIN: 0px auto 10px; WIDTH: 352px; CURSOR: hand; HEIGHT: 79px; TEXT-ALIGN: center" alt="" src="http://4.bp.blogspot.com/_rB2iz9UmcFE/Si6Eifl24lI/AAAAAAAAAB8/bXutlttWFjk/s320/scan0005.bmp" border="0" /&gt; Esta expresión corresponde a la Ecuación de Balance de Materiales para yacimientos de gas. &lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt; &lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;span style="color:#3366ff;"&gt;Fuente: Efraín E. Barberii Martín Essenfeld Yacimientos de Hidrocarburos (FONCIED).&lt;/span&gt;&lt;/div&gt;&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-8163847594415570248?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/8163847594415570248'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/8163847594415570248'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2009/06/ecuacion-de-balance-de-materiales-para.html' title='Ecuacion de Balance de Materiales para yacimientos de gas (Parte I)'/><author><name>YINO.R  USECHE.L</name><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='16' height='16' src='http://img2.blogblog.com/img/b16-rounded.gif'/></author><media:thumbnail xmlns:media='http://search.yahoo.com/mrss/' url='http://3.bp.blogspot.com/_rB2iz9UmcFE/Si6GT1oXDHI/AAAAAAAAACE/dj8Om7-RqD4/s72-c/scan0006.bmp' height='72' width='72'/></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-4052528601924393893</id><published>2009-06-07T10:53:00.000-07:00</published><updated>2009-06-14T15:02:04.572-07:00</updated><category scheme='http://www.blogger.com/atom/ns#' term='Gas Natural'/><title type='text'>Factores de recobro del gas natural</title><content type='html'>&lt;div style="text-align: justify;"&gt;Por experiencia histórica de muchos yacimientos a escala mundial, la proporción que se puede extraer de gas va desde un 5 % a un 80% en el mejor de los casos. Noten que se refiere a una expectativa futura sujeta a incertidumbre.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Del yacimiento al fondo del pozo y de allí hasta el cabezal y luego a través de las instalaciones en la superficie, el comportamiento del flujo de gas y sus componentes se rige por las relaciones presión, volumen, temperatura (P-V-T). Lo importante es mantener estas relaciones adecuadamente en el yacimiento y en el pozo, de manera que en esos dos sitios no haya condensación de líquidos para que en la superficie se obtenga la mayor extracción posible de líquidos por medio de:&lt;br /&gt;&lt;/div&gt;&lt;ul style="text-align: justify;"&gt;&lt;li&gt;Etapas de separación y control de amplios rangos de temperatura.&lt;/li&gt;&lt;br /&gt;&lt;li&gt;Estabilización de los líquidos por procesos adecuados.&lt;/li&gt;&lt;br /&gt;&lt;li&gt;Obtención de líquidos en separadores de alta presión, y&lt;/li&gt;&lt;br /&gt;&lt;li&gt;Estabilidad de los líquidos en las instalaciones de almacenamiento.&lt;/li&gt;&lt;/ul&gt;&lt;div style="text-align: justify;"&gt;&lt;br /&gt;Si el gas contiene agua, ésta tiene que ser removida para lograr gas seco que va a los mercados, donde se utiliza como combustible en las industrias y hogares. De igual manera, el gas tiene que ser desprovisto de arena y/o sedimentos que se desprendan de la formación durante el flujo. Para lograr la limpieza del gas, éste se pasa por instalaciones de depuración específica diseñadas para tales fines. Moléculas de los componentes del gas (metano, etano, propano o butano) se mezclan con el agua en ciertas proporciones, bajo la acción de la presión y la temperatura, para formar sólidos que trastornan la eficiencia de las operaciones de tratamiento y transporte.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Cuando el gas contiene sulfuro de hidrógeno, dióxido de carbono, nitrógeno, helio, mercaptanos u otros compuestos, es necesario someterlo a tratamientos de extracción para depurarlo adecuadamente. Estos tratamientos o procesos requieren equipos o plantas adicionales, de diseño y funcionamiento específico, además de substancias que se añaden al gas para lograr la depuración deseada. Por tanto, este aspecto de las operaciones representa aumentos en inversiones y costos que deben ser amortizados mediante la rentabilidad de las operaciones.&lt;/div&gt;&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-4052528601924393893?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/4052528601924393893'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/4052528601924393893'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2009/06/factores-de-recobro-del-gas-natural.html' title='Factores de recobro del gas natural'/><author><name>Gabriella Martínez</name><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='32' height='26' src='http://3.bp.blogspot.com/-Ws_kHNj1iso/TmRxGP9QnvI/AAAAAAAABdk/_QvZqqkSLlI/s220/Gaby.4Abr2011.PNG'/></author></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-1969308969895898659</id><published>2009-06-07T10:49:00.000-07:00</published><updated>2009-06-14T14:51:37.043-07:00</updated><category scheme='http://www.blogger.com/atom/ns#' term='Gas Natural'/><title type='text'>Historia del gas natural (parte II)</title><content type='html'>En Venezuela la primera producción de gas natural, como un producto asociado al petróleo se registra en el año 1918. más tarde, el reventón del pozo Los Barroso, en el estado Zulia, el 14 de diciembre de 1922, significó un hito no solo para la industria petrolera  nacional sino también para la aparición del gas como fuerza impulsora del crudo, con un enorme potencial energético.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;A comienzos de 1932, se iniciaron los planes para inyectar modestos volúmenes de gas propiciando mayor recuperación de petróleo a los yacimientos en la planta de reinyección de Quiriquire, en el estado Monagas. &lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Hasta 1940, prácticamente todo el gas producido fue vertido a la atmósfera, tal y como lo expresan citas puntuales, pues no había justificación económica para su uso así como tampoco se tenían los criterios de conservación del medio ambiente de hoy.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Desde 1940 hasta los comienzos de la década de los años 1970, se caracterizó por el comienzo e incremento significativo de la inyección y utilización del gas. &lt;br /&gt;&lt;br /&gt;En 1943, luego de largas sesiones de negocios con las compañías petroleras norteamericanas que tenían concesiones en Venezuela, el presidente Isaías Medina Angarita, promulgó la Ley de Hidrocarburos que unificó 10 leyes del país, declarando todos los aspectos de la exploración, explotación de yacimientos, manufactura, transporte y almacenamiento de hidrocarburos de utilidad pública y dispuso legislación de los mismos en todo el territorio nacional. Esto significó recaudar más altos impuestos y regalías mínimas del 16 2/3% que le dieron al gobierno una participación de 50-50 de todo el negocio petrolero.&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-1969308969895898659?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/1969308969895898659'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/1969308969895898659'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2009/06/historia-del-gas-natural-parte-ii.html' title='Historia del gas natural (parte II)'/><author><name>Gabriella Martínez</name><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='32' height='26' src='http://3.bp.blogspot.com/-Ws_kHNj1iso/TmRxGP9QnvI/AAAAAAAABdk/_QvZqqkSLlI/s220/Gaby.4Abr2011.PNG'/></author></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-1627027043494598088</id><published>2009-06-07T10:48:00.000-07:00</published><updated>2009-06-14T14:51:02.905-07:00</updated><category scheme='http://www.blogger.com/atom/ns#' term='Gas Natural'/><title type='text'>Historia del gas natural (parte I)</title><content type='html'>El descubrimiento del gas natural data de la antigüedad en el Medio Oriente. Hace miles de años, se pudo comprobar que existían fugas de gas natural que prendían fuego cuando se encendían, dando lugar a las llamadas "fuentes ardientes". En Persia, Grecia o la India, de levantaron templos para prácticas religiosas alrededor de estas "llamas eternas". Sin embargo, estas civilizaciones no reconocieron inmediatamente la importancia de su descubrimiento. Se tiene registro que en China alrededor del año 940 AC se entubó gas natural a través de un palo largo de bambú desde un hueco en la tierra hasta el mar, donde era usado para calentar el agua de mar y extraerle la sal. Muchos expertos aseguran que en China se perforaron pozos de gas y otros relatan la existencia de trabajos en yacimientos japoneses, alrededor del año 600 AC.&lt;br /&gt; &lt;br /&gt;Etimológicamente la palabra “gas”, fue acuñada por primera vez en el idioma latín por el físico flamenco, Johannis Baptistae von Helmont (1577-1644). Forjó la palabra a partir de “chaos”, en el sentido de &lt;Sustancia sutil&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;El gas natural era desconocido en Europa hasta su descubrimiento en Inglaterra en 1659, e incluso entonces, no se masificó su utilización.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;En 1792, cien años después, ocurrió el primer uso comercial del gas para iluminación cuando el científico escocés William Murdoch  descubrió y aplicó sus propiedades para el alumbrado iluminado de su hogar; con gas de carbón, retando la ansiedad del vecindario que temió una gran explosión.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Al otro lado del océano atlántico, en Estados Unidos, en 1821, William Hart, perforó el primer pozo de gas natural a una profundidad de 8.2 metros.&lt;br /&gt; &lt;br /&gt;Durante casi todo el siglo XIX, el gas natural fue usado casi exclusivamente como un recurso primario para la iluminación de las calles de las ciudades y no se habían desarrollado mecanismos factibles para transportar el gas al interior de los hogares para calefacción o darle otros usos y así después de 1880, la electricidad se convirtió en la fuente energética preferida al ritmo impuesto por la lámpara de arco y el famoso bombillo de luz de Thomas Alba Edison.&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-1627027043494598088?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/1627027043494598088'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/1627027043494598088'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2009/06/historia-del-gas-natural-parte-i.html' title='Historia del gas natural (parte I)'/><author><name>Gabriella Martínez</name><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='32' height='26' src='http://3.bp.blogspot.com/-Ws_kHNj1iso/TmRxGP9QnvI/AAAAAAAABdk/_QvZqqkSLlI/s220/Gaby.4Abr2011.PNG'/></author></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-1646789080423158073</id><published>2009-05-31T19:35:00.001-07:00</published><updated>2009-06-10T09:44:20.353-07:00</updated><category scheme='http://www.blogger.com/atom/ns#' term='BOMBEO ELECTRO SUMERGIBLE (BES) III'/><title type='text'>BOMBEO ELECTRO SUMERGIBLE (BES) III</title><content type='html'>&lt;div align="justify"&gt;&lt;strong&gt;Descripción del equipo del BES&lt;br /&gt;&lt;/strong&gt;&lt;br /&gt;&lt;a name="descripc"&gt;&lt;/a&gt;Una unidad típica de bombeo electro centrífugo sumergido está constituida en el fondo del pozo por los componentes: motor eléctrico, protector, sección de entrada, bomba electro centrífuga y cable conductor. Las partes superficiales son: cabezal, cable superficial. Tablero de control, transformador.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Se incluyen todos los accesorios necesarios para asegurar una buena operación, como son: separador de gas, flejes para cable, extensión de la mufa, válvula de drene. Válvula de contrapresión, centradores, sensor de presión y temperatura de fondo, dispositivos electrónicos para control del motor, caja de unión, y controlador de velocidad variable.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;La integración de los componentes es indispensable, ya que cada uno ejecuta una función esencial en el sistema para obtener las condiciones de operación deseadas que permitan impulsar a la superficie el gasto requerido. &lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;/div&gt;&lt;strong&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;br /&gt;Ventajas&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;/strong&gt;· Los costos de levantamiento para grandes volúmenes son bajos.&lt;br /&gt;· Usado tanto en pozos verticales, como en desviados.&lt;br /&gt;· Las bombas del BES pueden manejar tasas de producción alrededor de 200 a 90000 BPD.&lt;br /&gt;· Este tipo de instalaciones no impactan fuertemente las zonas urbanas.&lt;br /&gt;· Bajo mantenimiento.&lt;br /&gt;· Se facilita el monitoreo de presiones y temperaturas del fondo del hoyo, por medio del uso de sensores.&lt;br /&gt;· El BES puede ser manejado en pozos con grandes cortes de agua y baja relación Gas- Liquido.&lt;br /&gt;· Alta resistencia en ambientes corrosivos dentro del hoyo.&lt;br /&gt;· Maneja altos cortes de agua.&lt;br /&gt;· Puede operar a velocidades de bombeo variable.&lt;br /&gt;· El equipo de superficie requiere poco espacio.&lt;br /&gt;· Aplicable costa afuera.&lt;br /&gt;· La inversión es baja en pozos poco profundos y con altas tazas de producción.&lt;br /&gt;· Puede utilizarse para inyectar fluidos a la formación.&lt;br /&gt;· Profundidades 12000 a 15000 pies&lt;br /&gt;· Rango de eficiencia de 18 a 68%.&lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;/div&gt;&lt;strong&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Desventajas&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;/strong&gt;· Es de vital importancia e imprescindible la presencia de una fuente de corriente.&lt;br /&gt;· Se requiere de altos voltajes.&lt;br /&gt;· Los cables se deterioran al estar expuestos a altas temperaturas.&lt;br /&gt;· Los cables dificultan el corrido de la tubería de producción.&lt;br /&gt;· Este tipo de levantamiento artificial no se debe usar cuando hay alta producción de sólidos.&lt;br /&gt;· No es funcional a altas profundidades debido al costo del cable, a posibles problemas operacionales y a los requerimientos de alta potencia de superficie.&lt;br /&gt;· Con la presencia de gas libre en la bomba, no puede funcionar porque impide el levantamiento.&lt;br /&gt;· Se requiere controlar el equipo en cada pozo.&lt;br /&gt;· Susceptible a la producción de agua, gas y arena.&lt;br /&gt;· El cable eléctrico es sensible a la temperatura y manejo.&lt;br /&gt;· Es altamente costoso.&lt;br /&gt;· Su diseño es complejo.&lt;/div&gt;&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-1646789080423158073?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/1646789080423158073'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/1646789080423158073'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2009/05/equipo3.html' title='BOMBEO ELECTRO SUMERGIBLE (BES) III'/><author><name>Franklin Misle</name><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='32' height='24' src='http://4.bp.blogspot.com/_F_QtnS37jJs/Sbwc_U5E45I/AAAAAAAAAAU/TwhB9Fjz5c4/S220/yo+2.jpg'/></author></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-7678858696928255488</id><published>2009-05-31T19:34:00.002-07:00</published><updated>2009-06-10T09:37:32.317-07:00</updated><category scheme='http://www.blogger.com/atom/ns#' term='BOMBEO ELECTRO SUMERGIBLE (BES) II'/><title type='text'>BOMBEO ELECTRO SUMERGIBLE (BES) II</title><content type='html'>&lt;div align="justify"&gt;Un pozo candidato a producir artificialmente con bombeo electro centrífugo sumergido, debe reunir características que no afecten su funcionamiento como las altas relaciones gas-aceite, las altas temperaturas, la presencia de arena en los fluidos producidos y medio ambiente de operación agresivo, que son factores con influencias indeseables sobre la eficiencia del aparejo.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Entre las características únicas del sistema están su capacidad de producir volúmenes considerables de fluido desde grandes profundidades, bajo una amplia variedad de condiciones del pozo y particularmente se distingue por que, su unidad de impulso o motor está directamente acoplada con la bomba en el fondo del pozo.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;El aparejo de bombeo eléctrico trabaja sobre un amplio rango de profundidades y gastos.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Su aplicación es particularmente exitosa cuando las condiciones son propicias para producir altos volúmenes de líquidos con bajas relaciones gas-aceite. El sistema opera sin empacador.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Sumergido en el fluido del pozo y suspendido en el extremo inferior de la tubería de producción, generalmente por arriba de la zona de disparos.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Anteriormente, para el diseño del aparejo de bombeo eléctrico se consideraba como único requisito, que la bomba debía colocarse por abajo del nivel dinámico del fluido en el pozo, de tal manera que estuviera garantizada la alimentación continua de líquidos en la succión de la bomba, previendo posibles variaciones en las condiciones del pozo. Además, se suponía la existencia del flujo de una sola fase líquida en la tubería de producción, determinando las perdidas de presión por la fricción.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Estas suposiciones, aún hoy son validas para pozos productores de agua ó para aquellos con altas relaciones agua-aceite y volúmenes despreciables de gas.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Más adelante, el procedimiento de diseño evolucionó con la operación de métodos para determinar caídas de presión en tuberías verticales con flujo multifásico; entonces, también se utilizaron correlaciones para el cálculo de propiedades PVT de los fluidos. Lo anterior permitió efectuar la selección del equipo de bombeo con mejor aproximación, para pozos en los que existe una cantidad importante de gas que se produce con los líquidos. En estos casos se tomaron en cuenta los efectos del gas que se libera en la tubería de producción conforme se reduce la presión, durante el viaje ascendente de los hidrocarburos hacia la superficie, de manera que, determinar la variación de la densidad de la mezcla a presiones inferiores a la de burbujeo, condujo a diseños en los que las dimensiones del motor y de la bomba fueron hasta 50% menores, respecto a las obtenidas con las suposiciones mencionadas anteriormente.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;En la actualidad el diseño a mejorado, incorporando en los cálculos la consideración de que el volumen y propiedades físicas de la mezcla, varían constantemente en el interior de la bomba; lo cual se traduce en reducciones importantes de su capacidad volumétrica, desde la presión de succión hasta la de descarga. Consecuentemente las dimensiones del motor y de la bomba son aún menores, para lograr una operación más eficiente del sistema, para obtener en la superficie el gasto de líquidos deseado, manteniendo la presión necesaria en la cabeza del pozo.&lt;/div&gt;&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-7678858696928255488?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/7678858696928255488'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/7678858696928255488'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2009/05/crear2.html' title='BOMBEO ELECTRO SUMERGIBLE (BES) II'/><author><name>Franklin Misle</name><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='32' height='24' src='http://4.bp.blogspot.com/_F_QtnS37jJs/Sbwc_U5E45I/AAAAAAAAAAU/TwhB9Fjz5c4/S220/yo+2.jpg'/></author></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-5799056526563647353</id><published>2009-05-31T19:34:00.001-07:00</published><updated>2009-06-10T09:31:29.243-07:00</updated><category scheme='http://www.blogger.com/atom/ns#' term='BOMBEO ELECTRO SUMERGIBLE (BES) I'/><title type='text'>BOMBEO ELECTRO SUMERGIBLE (BES) I</title><content type='html'>&lt;div align="justify"&gt;El Bombeo Electro sumergible (BES), 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.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;El bombeo electro centrífugo sumergido ha probado ser un sistema artificial de producción eficiente y económico. En la actualidad ha cobrado mayor importancia debido a la variedad de casos industriales en los que es ampliamente aceptado.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;La técnica para diseñar las instalaciones de bombeo electro sumergible consiste en: seleccionar una bomba que cumpla los requerimientos de la producción deseada, de asegurar el incremento de presión para levantar los fluidos, desde el pozo hasta la estación, y escoger un motor capaz de mantener la capacidad de levantamiento y la eficiencia del bombeo.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;El BES se aplica para desplazar volúmenes de crudo con una alta eficiencia y economía, en pozos profundos y en yacimientos potencialmente rentables o con grandes perspectivas, además permite el manejo de altas tasas de fluido. &lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;strong&gt;Parámetros a Controlar en el BES:&lt;br /&gt;&lt;/strong&gt;- Verificación del nivel de Fluido.&lt;br /&gt;- Verificación de la instalación.&lt;br /&gt;- Presiones de cabezal y fondo.&lt;br /&gt;- Seguridad y Optimización.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Lo anterior puede hacerse efectivo mediante gráficos presión del “casing” y medición del nivel de fluido&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;La forma de las etapas determina el volumen de fluido que va a ser capaz de manejar la bomba.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Por lo general es aplicable en los siguientes casos:&lt;br /&gt;· Alto índice de productividad.&lt;br /&gt;· Baja presión de fondo.&lt;br /&gt;· Alta relación agua-petróleo.&lt;br /&gt;· Baja relación gas-liquido.&lt;/div&gt;&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-5799056526563647353?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/5799056526563647353'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/5799056526563647353'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2009/05/equipos1.html' title='BOMBEO ELECTRO SUMERGIBLE (BES) I'/><author><name>Franklin Misle</name><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='32' height='24' src='http://4.bp.blogspot.com/_F_QtnS37jJs/Sbwc_U5E45I/AAAAAAAAAAU/TwhB9Fjz5c4/S220/yo+2.jpg'/></author></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-464298049136169499</id><published>2009-05-31T06:43:00.000-07:00</published><updated>2009-05-31T06:57:55.169-07:00</updated><category scheme='http://www.blogger.com/atom/ns#' term='Perforación a Laser'/><category scheme='http://www.blogger.com/atom/ns#' term='Mecha a Laser'/><title type='text'>La Próxima Mecha a Laser. Lasers: The next Bit. (Parte III)</title><content type='html'>&lt;div style="text-align: justify;"&gt;&lt;span style="font-weight: bold;"&gt;Ventajas de la Mecha Mecánica con Laser&lt;/span&gt;&lt;br /&gt;&lt;/div&gt;&lt;ol style="text-align: justify;"&gt;&lt;li&gt;Mayor tasa de penetración.&lt;/li&gt;&lt;br /&gt;&lt;li&gt;Menor desgaste de la mecha, por lo tanto mayor prolongación de la vida útil de la mecha.&lt;/li&gt;&lt;br /&gt;&lt;li&gt;Reducción de la cantidad de viajes de entrada y salida del hoyo.&lt;/li&gt;&lt;br /&gt;&lt;li&gt;Aplicación satisfactoria en todos los tipos de operaciones de perforación (Horizontal, Vertical y Direccional)&lt;/li&gt;&lt;br /&gt;&lt;li&gt;El mismo aparato de producción del laser puede ser reusado para perforar un cierto número de pozos.&lt;/li&gt;&lt;/ol&gt;&lt;div style="text-align: justify;"&gt;El uso de láseres para la perforación fue un campo donde no muchos se aventuraron, esto sucedió porque la mayoría de las personas discrepaban y tenían puntos de vistas contradictorios hacia la perforación a laser basado en estudios limitados de laboratorio y experimentos llevados a cabo hace 30 años, cuando los láseres estaban en su infancia. Los láseres usados en esos periodos tenían muy poco poder, eran difíciles de enfocar, incapaces de transmitir poder sobre largas distancias, no eran portátiles y eran muy inseguros. Sin embargo con la llegada del desarrollo de nuevas tecnologías en el campo del laser muchos de los problemas mencionados anteriormente se han detenido.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Recientes estudios han probado que el fracturamiento por laser es el más eficiente comparado con otras técnicas de remoción de rocas. Modelos detallados están además disponibles para dar parámetros precisos con relación al fracturamiento por laser.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Hasta que los láseres compactos y muy potentes encajen dentro del fondo del hoyo y sean capaces de evaporizar rocas y además puedan ser comercialmente manufacturados, una mecha mecánica con laser solo será una técnica alternativa efectiva de explotación de meritos del fracturamiento con laser para dar un mecanismo óptimo de perforación. Sin embargo como en todo nuevo concepto un estudio inicial de factibilidad es muy primordial.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Tomado de "Lasers: The next bit" de Shahvir Pooniwala, 2006. Paper de la SPE 104223&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Traducción: Gabriella Martínez, Franklin Misle, Mercedes Echenique, Dayne Vásquez.&lt;br /&gt;&lt;/div&gt;&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-464298049136169499?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/464298049136169499'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/464298049136169499'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2009/05/la-proxima-mecha-laser-lasers-next-bit_1981.html' title='La Próxima Mecha a Laser. Lasers: The next Bit. (Parte III)'/><author><name>Gabriella Martínez</name><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='32' height='26' src='http://3.bp.blogspot.com/-Ws_kHNj1iso/TmRxGP9QnvI/AAAAAAAABdk/_QvZqqkSLlI/s220/Gaby.4Abr2011.PNG'/></author></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-1988003975539706183</id><published>2009-05-31T06:42:00.000-07:00</published><updated>2009-05-31T06:57:52.424-07:00</updated><category scheme='http://www.blogger.com/atom/ns#' term='Perforación a Laser'/><category scheme='http://www.blogger.com/atom/ns#' term='Mecha a Laser'/><title type='text'>La Próxima Mecha a Laser. Lasers: The next Bit. (Parte II)</title><content type='html'>&lt;span style="font-weight: bold;"&gt;Tipos de Láseres&lt;/span&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Diferentes tipos de láseres están disponibles y son clasificados según las bases de las fuentes de producción como son: Láseres de Gas, Láseres de Tinta, Láseres de Vapor de Metales, Láseres de Estado Sólido, Láseres Semi Conductores, Láseres Libres de Electrones, Láseres con Bomba Nuclear. Sin embargo en este momento solo unos pocos láseres han sido considerados, únicamente una lista corta de estos está disponible para perforación de rocas. Estos incluyen:&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;ol&gt;&lt;li&gt;Laser de Fluoruro de Deuterio (FD) y Laser de Fluoruro de Hidrógeno (FH)&lt;/li&gt;&lt;br /&gt;&lt;li&gt;Laser Libre de Electrones.&lt;/li&gt;&lt;br /&gt;&lt;li&gt;Laser Químico de Oxigeno - Iodo.&lt;/li&gt;&lt;br /&gt;&lt;li&gt;Laser de Dióxido de Carbono.&lt;/li&gt;&lt;br /&gt;&lt;li&gt;Laser de Monóxido de Carbono.&lt;/li&gt;&lt;br /&gt;&lt;li&gt;Laser de Neodimio: Itrio Aluminio Granate (Nd:YAG)&lt;/li&gt;&lt;br /&gt;&lt;li&gt;Laser excímero de Fluoruro de Kriptonita (KrF)&lt;/li&gt;&lt;br /&gt;&lt;li&gt;Laser Químico de Avanzada Mid-Infrare (MIRACL)&lt;/li&gt;&lt;br /&gt;&lt;li&gt;Laser de Diodo Directo.&lt;/li&gt;&lt;/ol&gt;&lt;br /&gt;El principal problema encontrado en el escenario actual que impide la venta comercial de los láseres para perforación, es el tamaño de los láseres de alta potencia.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Los láseres compactos con suficiente potencia para evaporar la masa de roca entera pueden ser comercialmente fabricados, como por ejemplo, una mecha mecánica con laser puede ser usada.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;span style="font-weight: bold;"&gt;Fractura&lt;/span&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Los láseres de alta potencia pueden debilitar, fracturar, fundir y vaporizar la roca, siendo la fractura termal el mecanismo de mayor eficiencia energética de remoción de la roca. La fracturación a laser es un proceso de remoción de la roca que usa un laser termal que induce tensiones para fracturar la roca en pequeños fragmentos antes de fundirla. Cuando la energía de un laser de alta intensidad está enfocada en una roca que posee una conductividad termal baja, produce un incremento instantáneo de la temperatura de la roca. Esto resulta en una tensión termal local que fractura la roca. Ensayos previos muestran que el laser de fracturación de roca es el que más cantidad de energía eficiente posee, al compararlos con los demás láseres con mecanismos de remoción de la roca, y adicionalmente tienen una tasa alta de remoción de ripios cuando se compara con la perforación rotatoria convencional y la fracturación por inyección de flama.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Tomado de "Lasers: The next bit" de Shahvir Pooniwala, 2006. Paper de la SPE 104223&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Traducción: Gabriella Martínez, Franklin Misle, Mercedes Echenique, Dayne Vásquez.&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-1988003975539706183?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/1988003975539706183'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/1988003975539706183'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2009/05/la-proxima-mecha-laser-lasers-next-bit_31.html' title='La Próxima Mecha a Laser. Lasers: The next Bit. (Parte II)'/><author><name>Gabriella Martínez</name><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='32' height='26' src='http://3.bp.blogspot.com/-Ws_kHNj1iso/TmRxGP9QnvI/AAAAAAAABdk/_QvZqqkSLlI/s220/Gaby.4Abr2011.PNG'/></author></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-2052164598170223995</id><published>2009-05-31T06:25:00.000-07:00</published><updated>2009-05-31T06:57:49.506-07:00</updated><category scheme='http://www.blogger.com/atom/ns#' term='Perforación a Laser'/><category scheme='http://www.blogger.com/atom/ns#' term='Mecha a Laser'/><title type='text'>La Próxima Mecha a Laser. Lasers: The next Bit. (Parte I)</title><content type='html'>&lt;div style="text-align: justify;"&gt;LASER básicamente es un anacrónico para Ampliación de Luz por Emisión Estimulada de Radiación (Light Amplification by Stimulated Emission of Radiation). El laser es fundamentalmente un dispositivo el cual convierte la energía en una forma de haces radioactivos electromagnéticos (fotones). Estos fotones son principalmente producidos debido a la regresión de los átomos a su más bajo estado de energía después de su excitación a los más altos niveles. Cuando esto sucede un fotón es liberado. Está alta energía conforme con la luz radioactiva pueden ser enfocadas para formar un haz potente de alta intensidad, el cual puede ser empleado para fragmentar la roca, fundirla o evaporarla, dependiendo de la potencia de entrada, del tipo de laser, del ajuste focal y de las características de interacción del laser con el tipo de roca particular presente. Los otros parámetros del laser incluyen: el método de descarga (pulsado o continúo), la longitud de onda, el tiempo de exposición, la amplitud del pulso, la tasa de repetición, la potencia media y sus picos. Estos parámetros determinan la transferencia de energía efectiva a la roca.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Los láseres son actualmente empleados como una herramienta de potencia con resultados efectivos, en varios campos como lo son: el médico, el metalúrgico y aplicaciones militares. Los láseres hoy en día son ampliamente usados para cortes con precisión y soldadura de metales, cerámicas y otros materiales.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;span style="font-weight: bold;"&gt;Perforación a Laser&lt;/span&gt;&lt;br /&gt; &lt;br /&gt;La mayoría de las investigaciones en el campo de la perforación a laser están enfocadas únicamente al uso del laser para evaporar la roca. Estos métodos son propuestos para tener varias ventajas sobre la implementación de técnicas de perforación rotatoria, las cuales incluyen:&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;ol&gt;&lt;li&gt;Incremento de la Tasa de Penetración (ROP). La perforación a laser muestra el potencial de tener un ROP que representa ser más de 100 veces los ROP presentes.&lt;/li&gt;&lt;br /&gt;&lt;li&gt;Equipar de revestidores temporales.&lt;/li&gt;&lt;br /&gt;&lt;li&gt;Reducción del tiempo de viaje y un incremento de la vida útil de la mecha.&lt;/li&gt;&lt;br /&gt;&lt;li&gt;El laser depende de los parámetros como: el peso de la mecha, la tasa de circulación del lodo, la velocidad de rotación y el diseño de la mecha.&lt;/li&gt;&lt;br /&gt;&lt;li&gt;Perforaciones exactas y precisas, ya que la mecha viaja sin problemas para mantener una línea recta a lo largo del trayecto.&lt;/li&gt;&lt;br /&gt;&lt;li&gt;Proporcionar mayor control, la perforando y con capacidad de seguimiento lateral.&lt;/li&gt;&lt;br /&gt;&lt;li&gt;Diámetro de hoyo único.&lt;/li&gt;&lt;br /&gt;&lt;li&gt;El logro de estos avances, siendo atractivos ambientalmente y ofreciendo tecnología rentable y segura.&lt;/li&gt;&lt;/ol&gt;Tomado de "Lasers: The next bit" de Shahvir Pooniwala, 2006. Paper de la SPE 104223&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Traducción: Gabriella Martínez, Franklin Misle, Mercedes Echenique, Dayne Vásquez.&lt;/div&gt;&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-2052164598170223995?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/2052164598170223995'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/2052164598170223995'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2009/05/la-proxima-mecha-laser-lasers-next-bit.html' title='La Próxima Mecha a Laser. Lasers: The next Bit. (Parte I)'/><author><name>Gabriella Martínez</name><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='32' height='26' src='http://3.bp.blogspot.com/-Ws_kHNj1iso/TmRxGP9QnvI/AAAAAAAABdk/_QvZqqkSLlI/s220/Gaby.4Abr2011.PNG'/></author></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-6286277443071922961</id><published>2009-05-26T09:38:00.000-07:00</published><updated>2009-05-26T09:55:08.915-07:00</updated><category scheme='http://www.blogger.com/atom/ns#' term='Conceptos fundamentales de Petróleo'/><title type='text'>CONCEPTOS FUNDAMENTALES (PARTE III)</title><content type='html'>&lt;span style="color:#3366ff;"&gt;&lt;/span&gt;&lt;br /&gt;&lt;div&gt;&lt;span style="color:#3366ff;"&gt;&lt;strong&gt;CARACTERÍSTICAS Y PROPIEDADES DE LOS YACIMIENTOS&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;/strong&gt;&lt;/span&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;span style="color:#3366ff;"&gt;&lt;strong&gt;Permeabilidad &lt;/strong&gt;&lt;/span&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Las observaciones y estudios de campo y laboratorio por los interesados en las características y propiedades de las rocas y la producción de fluidos (gas/petróleo/agua) facilitaron la explicación de la importancia de la permeabilidad en la explotación de yacimientos de hidrocarburos. La base para la apreciación del flujo en medios porosos la dio el médico francés Jean L.M. Poiseuille (1869) mediante sus experimentos de flujo a través de tubos capilares, concernientes a las ramificaciones finales milimétricas de arterias y venas en el sistema circulatorio sanguíneo humano. Esos experimentos permitieron postular la Ley de Poiseuille que reza: &lt;/div&gt;&lt;br /&gt;&lt;div align="justify"&gt;"La velocidad del flujo de un líquido a través de un tubo capilar varía directamente respecto a la presión y al diámetro del tubo a la cuarta potencia e indirectamente a la longitud del tubo y al coeficiente de la viscosidad del fluido".&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Al tratarse de muestras de roca se debe distinguir entre permeabilidad absoluta, permeabilidad efectiva y permeabilidad relativa.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;La permeabilidad absoluta es aquella que corresponde a la roca saturada 100% por un fluido único que no reacciona con la roca.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;La permeabilidad efectiva de la roca respecto a un fluido cualquiera, corresponde a la situación cuando la saturación de dicho fluido en el medio poroso es menor de 100%.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;La permeabilidad relativa ante la presencia de varios fluidos es la relación entre la permeabilidad efectiva y la absoluta en cada caso.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;span style="color:#3366ff;"&gt;&lt;strong&gt;Capilaridad&lt;/strong&gt;&lt;/span&gt;&lt;/div&gt;&lt;br /&gt;&lt;div align="justify"&gt;Al hablar de conductos o canales capilares se refleja la semejanza de capilaridad que representa el sistema de poros interconectados de la roca petrolífera, En un tubo capilar se produce la tensión superficial o interfase, por el contacto líquido/líquido, gas/líquido o líquido/sólido, El desbalance de fuerzas moleculares entre el contacto de las substancias se traduce en una fuerza neta que tiende a contraer el área de contacto o interfase entre las dos sustancias, medida que puede hacerse en el laboratorio (Fig., 1-4) para obtener:&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;img id="BLOGGER_PHOTO_ID_5340174493075271858" style="DISPLAY: block; MARGIN: 0px auto 10px; WIDTH: 320px; CURSOR: hand; HEIGHT: 249px; TEXT-ALIGN: center" alt="" src="http://1.bp.blogspot.com/_rB2iz9UmcFE/ShwcaHJacLI/AAAAAAAAAA8/mjHO4790Nu0/s320/scan0006.bmp" border="0" /&gt; &lt;span style="color:#3366ff;"&gt;Fig.1-4 Capilar exageradamente aumentado para destacar sus partes componentes&lt;/span&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Se define como energía superficial o tensión superficial del líquido la cantidad de trabajo mecánico requerido para crear el área de superficie nueva. La tensión superficial de una sustancia pura, o la tensión interfacial entre dos sustancias puras, es una cantidad definida y característica de la sustancia y/o de sustancias para cada temperatura dada. Manifestaciones de este fenómeno son la formación de meniscos en tubos muy delgados y/o la forma y el tamaño de gotas libres sobre una superficie.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;span style="color:#3366ff;"&gt;&lt;strong&gt;Humectabilidad&lt;/strong&gt;&lt;/span&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Se define como el ángulo de contacto que los fluidos forman en la superficie sólida o superficie de la matriz. En el caso de las rocas y por sus características de composición, existe la propensión a la humectabilidad al agua o al petróleo, lo cual, según la saturación y la presión capilar, afecta la tensión interfásica petróleo/agua y, por ende, el desplazamiento de crudos de diferentes densidades.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;En los estudios de yacimientos es importante conocer el fluido que domina la humectabilidad de la roca, las saturaciones de los fluidos y el establecimiento de las relaciones entre la permeabilidad efectiva y la permeabilidad absoluta para establecer la permeabilidad relativa correspondiente a las sustancias, gas, petróleo y agua.&lt;br /&gt;En la práctica tiene mucha importancia saber si el flujo es de una, dos o tres sustancias, (gas, petróleo, agua) por que cada cual tiene sus características y significado. En el caso del flujo de las tres sustancias simultáneamente&lt;strong&gt; la suma de las tres permeabilidades relativas&lt;/strong&gt; (kro + krg + krw) &lt;strong&gt;es variable y siempre menor que la unidad.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;span style="color:#3366ff;"&gt;Tortuosidad&lt;/span&gt;&lt;/strong&gt; &lt;/div&gt;&lt;br /&gt;&lt;div align="justify"&gt;Obviamente, los poros interconectados que en la roca representan los canales de flujo de los fluidos en el yacimiento (gas, petróleo, agua) no son tubos capilares rectos ni tampoco tienen pared lisa. Sin embargo, como los poros sí existen y la presencia de las interfases origina presiones capilares que afectan los procesos de desplazamiento de las sustancias, entonces se define tortuosidad como el indicador de la desviación que exhibe el sistema físico real de poros respecto a un sistema "equivalente" de tubos capilares.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;La tortuosidad se expresa mediante la relación:&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;img id="BLOGGER_PHOTO_ID_5340175113097535986" style="DISPLAY: block; MARGIN: 0px auto 10px; WIDTH: 101px; CURSOR: hand; HEIGHT: 95px; TEXT-ALIGN: center" alt="" src="http://2.bp.blogspot.com/_rB2iz9UmcFE/Shwc-M6PYfI/AAAAAAAAABE/19C_QNUkwPQ/s320/scan0006.jpg" border="0" /&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;En la que La es la longitud real del trayecto del flujo y L la longitud de la muestra de la roca. &lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt; &lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;span style="color:#3366ff;"&gt;&lt;/span&gt;&lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;span style="color:#3366ff;"&gt;FUENTE: Efraín E. Barberii Martín Essenfeld. Yacimientos de Hidrocarburos (FONCIED).&lt;/span&gt;&lt;/div&gt;&lt;/div&gt;&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-6286277443071922961?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/6286277443071922961'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/6286277443071922961'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2009/05/conceptos-fundamentales-parte-iii.html' title='CONCEPTOS FUNDAMENTALES (PARTE III)'/><author><name>YINO.R  USECHE.L</name><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='16' height='16' src='http://img2.blogblog.com/img/b16-rounded.gif'/></author><media:thumbnail xmlns:media='http://search.yahoo.com/mrss/' url='http://1.bp.blogspot.com/_rB2iz9UmcFE/ShwcaHJacLI/AAAAAAAAAA8/mjHO4790Nu0/s72-c/scan0006.bmp' height='72' width='72'/></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-834556877317839490</id><published>2009-05-26T09:00:00.000-07:00</published><updated>2009-05-26T09:38:13.703-07:00</updated><category scheme='http://www.blogger.com/atom/ns#' term='Conceptos fundamentales de Petróleo'/><title type='text'>CONCEPTOS FUNDAMENTALES (PARTE II)</title><content type='html'>&lt;div align="justify"&gt;&lt;br /&gt;&lt;span style="color:#3366ff;"&gt;&lt;strong&gt;Caracteristicas y Propiedades de los Yacimientos&lt;/strong&gt;&lt;/span&gt;&lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;br /&gt;&lt;span style="color:#3366ff;"&gt;&lt;strong&gt;Saturación&lt;/strong&gt;&lt;/span&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;La observación y medición de la cantidad de fluidos en especímenes o núcleos de las rocas sedimentarias condujo al concepto fundamental del porcentaje de saturación, cifra imprescindible empleada en los cálculos correspondientes a los respectivos volúmenes de gas y/o petróleo o agua en el yacimiento.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;/div&gt;&lt;img id="BLOGGER_PHOTO_ID_5340165571244193362" style="DISPLAY: block; MARGIN: 0px auto 10px; WIDTH: 320px; CURSOR: hand; HEIGHT: 230px; TEXT-ALIGN: center" alt="" src="http://1.bp.blogspot.com/_rB2iz9UmcFE/ShwUSyvH9lI/AAAAAAAAAA0/sXYOrmBsAwg/s320/scan0004.jpg" border="0" /&gt;&lt;br /&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;span style="color:#3366ff;"&gt;Fig. Núcleo extraídos de un estrato petrolífero que muestra la impreganación de petróleo contenida en sus poros.&lt;br /&gt;&lt;/span&gt;&lt;br /&gt;Desde las primeras observaciones científicas y tecnológicas sobre el petróleo, mucho antes del pozo de Drake, se mostró inquietud por conocer su origen, el hábitat, eL comportamiento y la cantidad existente en el subsuelo, modo de extraerlo y su utilización y valor comercial.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Parker Davies Trask escribió sobre el origen y la formación del petróleo. Sus investigaciones del contenido de material orgánico en las lutitas las resumió en el siguiente ejemplo numérico. Si una lutita contiene 2% de materia orgánica y 5% de esa materia se transforma en petróleo, entonces el porcentaje convertido es igual a:&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;0,02 x 0,05 = 0,001&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Equivalente a una milésima parte o 1/1.000&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Si se considera un bloque de sedimentos de una hectárea de extensión y un metro de espesor, el volumen representa 10,000 metros cúbicos de sedimentos.&lt;/div&gt;&lt;br /&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;br /&gt;Si la densidad de los sedimentos es de 2,1 gramos por centímetro cúbico (gr/cc) entonces el bloque pesará:&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;10.000 x 2,1 x 1.000 = 21.000.000 kilos&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Pero como el peso está representado por 1/1.000 partes de petróleo, entonces allí hay 21.000 kilos de petróleo. Si el petróleo pesa 0,86 kilos por litro, equivalente aun petróleo de 11,4° API, entonces el bloque puede contener:&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;21.000/0,86 = 24.418,6 litros (24,4186 metros cúbicos)&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Extendiendo este ejemplo a superficies de mayores dimensiones, y sea el caso de un campo de 10.000 hectáreas de posibilidades productivas y una formación de 100 metros de espesor, entonces el volumen de petróleo que puede generar esta roca "madre" o roca generadora de petróleo es muy apreciable:&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;10.000 x 100 x 24,4186= 24.418.600 m3 (153.585.000 barriles)&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;En los estudios e investigaciones sobre el origen del petróleo se han enfocado el papel desempeñado por la materia orgánica e inorgánica y las relaciones entre los depósitos de carbón y petróleo. También se han investigado y propuesto teorías acerca del origen del petróleo por la reacción de elementos químicos específicos y también se ha considerado la contribución de bacterias en los procesos estudiados. El interés por estos temas no ha decaído, más bien ha fortalecido el ánimo de los investigadores mediante la utilización de los adelantos científicos y tecnológicos actuales.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;span style="color:#3366ff;"&gt;&lt;strong&gt;Apreciaciones determinantes sobre saturación&lt;/strong&gt;&lt;/span&gt; &lt;/div&gt;&lt;br /&gt;&lt;div align="justify"&gt;Por todo lo explicado anteriormente sobre porosidad, se deduce que si la roca no tiene porosidad tampoco tiene espacio para almacenar fluidos. También es importante que los fluidos yacentes (porcentaje de saturación) en el espacio determinado por los &lt;strong&gt;poros interconectados&lt;/strong&gt; puedan desplazarse en el yacimiento y también hacia los puntos de drenaje representados por los pozos. Es obvio que cualquier fluido en los &lt;strong&gt;poros no interconectados&lt;/strong&gt; permanecerá atrapado y será imposible que fluya.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;strong&gt;Magnitudes de la saturación&lt;/strong&gt;. Si todo el volumen de poros interconectados está completamente ocupado por un solo fluido, se dice que la saturación es 100% o 1. Si hay varios fluidos presentes entonces cada uno ocupa una determinada fracción del volumen total. Por ejemplo: gas 25%, petróleo 35% yagua 40% para sumar 100% o 1,00.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Generalmente, las muestras (núcleos) de rocas obtenidas durante la perforación y las muestras de fluidos adquiridas a determinada profundidad, en condiciones de obtención estática o fluyentes, permiten medir en el laboratorio algunas saturaciones de interés pero no las saturaciones vírgenes in situ,&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Es muy importante que el examen y los análisis de las muestras representen las magnitudes de presión y temperatura existentes en el yacimiento. Al correr del tiempo y a medida que van acumulándose los volúmenes de fluidos extraídos del yacimiento, hay cambios en la magnitud de los parámetros.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;span style="color:#3366ff;"&gt;&lt;strong&gt;Conocimientos interdisciplinarios y aplicaciones&lt;/strong&gt;&lt;/span&gt; &lt;/div&gt;&lt;br /&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;br /&gt;En las últimas seis décadas, los adelantos tecnológicos en operaciones petroleras han sido muy importantes. Se han perfeccionado conocimientos y nuevas aplicaciones en ingeniería de yacimientos y otras disciplinas conexas: geofísica bidimensional y tridimensional (2D y 3D) Y 4D, o sea, nuevo levantamiento de geofísica de un área después de transcurrido mucho tiempo del original; Petrofísica; obtención de datos hoyo abajo durante la perforación; extensa selección de fluidos de perforación, de terminación y de reacondicionamiento de pozos; avanzadas modalidades de perforación y producción en tierra y costafuera: perforación direccional, inclinada, de largo alcance y horizontal; aplicaciones de programas de computación a todas las operaciones; nuevos procedimientos y utilización de equipos y herramientas electrónicas en la adquisición, procesamiento e interpretación de datos; telecomunicaciones, y la aplicación de las artes gráficas computarizadas a colores en la preparación de mapas, tablas, gráficos, dibujos con el auxilio de máquinas copiadoras de gran capacidad. Cada día todo esto converge hacia más esfuerzos interdisciplinarios para dar respuestas a los diferentes requerimientos de la industria en exploración, perforación, producción, transporte, refinación/manufactura, ventas, comercialización e investigaciones y las otras actividades conexas de apoyo.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Particularmente debe mencionarse que parámetros como los requeridos en las investigaciones y solución de tareas de ingeniería de yacimientos se pueden adquirir durante la perforación del pozo o algunos a largo de la vida productiva del pozo mediante registros perfiles y pruebas, a saber: potencial espontáneo de la roca y resistividad de los fluidos almacenados; porosidad; permeabilidad; diferenciación de contactos de fluidos-gas/petróleo/agua; buzamiento; presión; temperatura; densidad de los fluidos; promedio del diámetro del hoyo; especímenes de la formación mediante el ripio, núcleos convencionales o de pared; Iitología/densidad de las formaciones; aplicaciones de rayos gamma u ondas electromagnéticas para detectar hidrocarburos en pozo desnudo o entubado; perfil de velocidad de las formaciones y reflexiones (sísmica/geológica); detección de fracturas; pruebas de producción y toma demuestras de fluidos en el pozo para establecer relaciones PVT; presiones anormales. Naturalmente, es factible que en el laboratorio se puedan hacer restauraciones o símiles para representar o anotar datos originales que falten y así complementar la información básica necesaria.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;span style="color:#3366ff;"&gt;FUENTE: Efraín E. Barberii Martín Essenfeld. (FONCIED)&lt;/span&gt;&lt;/div&gt;&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-834556877317839490?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/834556877317839490'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/834556877317839490'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2009/05/conceptos-fundamentales-parte-ii.html' title='CONCEPTOS FUNDAMENTALES (PARTE II)'/><author><name>YINO.R  USECHE.L</name><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='16' height='16' src='http://img2.blogblog.com/img/b16-rounded.gif'/></author><media:thumbnail xmlns:media='http://search.yahoo.com/mrss/' url='http://1.bp.blogspot.com/_rB2iz9UmcFE/ShwUSyvH9lI/AAAAAAAAAA0/sXYOrmBsAwg/s72-c/scan0004.jpg' height='72' width='72'/></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-6295461030730735138</id><published>2009-05-26T07:39:00.000-07:00</published><updated>2009-05-26T18:05:35.632-07:00</updated><category scheme='http://www.blogger.com/atom/ns#' term='Conceptos fundamentales de Petróleo'/><title type='text'>CONCEPTOS FUNDAMENTALES (PARTE I)</title><content type='html'>&lt;strong&gt;&lt;span style="color:#3366ff;"&gt;CARACTERISRICAS Y PROPIEDADES DE LOS YACIMIENTOS&lt;/span&gt;&lt;/strong&gt; &lt;div&gt;&lt;div&gt;&lt;div&gt;&lt;br /&gt;&lt;div align="justify"&gt;Los estudios sobre la situación estructural del pozo de Drake los hizo el profesor canadiense Henry D. Rogers en 1860. Al año siguiente, 1861, otro canadiense, T. Sterry Hunt presentó abundantes consideraciones y conceptos sobre la Teoría Anticlinal, la cual aclaró razones para ubicar los pozos en posiciones altas del subsuelo. &lt;/div&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;/div&gt;&lt;img id="BLOGGER_PHOTO_ID_5340296930704455346" style="DISPLAY: block; MARGIN: 0px auto 10px; WIDTH: 345px; CURSOR: hand; HEIGHT: 238px; TEXT-ALIGN: center" alt="" src="http://1.bp.blogspot.com/_rB2iz9UmcFE/ShyLw62_drI/AAAAAAAAABM/tT4RCrIU5RM/s320/Dibujo.bmp" border="0" /&gt; &lt;span style="color:#3366ff;"&gt;Fig.1-1. Anticlinal: 1) Acuífero. 2) Contacto agua/petróleo. 3) Pozos terminados. 4) Pozo productor de agua. (El Pozo Ilustrado,p,58) &lt;/span&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;span style="color:#3366ff;"&gt;&lt;strong&gt;POROSIDAD&lt;/strong&gt;&lt;/span&gt;&lt;/div&gt;&lt;br /&gt;&lt;p align="justify"&gt;Alexander Mitchell contribuyo con la apreciación fundamental de la porosidad o capacidad de almacenamiento de las rocas, parámetros esencial en los cálculos de los volúmenes de gas y/o petróleo en sitio. Esta apreciación de la porosidad de las arenas y areniscas desvirtuó la idea original de que el petróleo del pozo de Drake se obtenía de una corriente libre subterránea como si fuese un río. La demostración práctica y matemática del concepto es muy sencilla y elegante. Se fundamenta en la configuración de los granos, la manera como están en contacto, el material que los mantiene sujetos entre sí, el volumen de los granos y el volumen del espacio entre ellos, todo lo cual puede convertirse a cifras.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Ejemplo. Si se toma un vaso cilíndrico de un litro de capacidad se podría llenar con, un litro de algún líquido y esta es una opción. Otra opción es llenar el vaso de arena de granos sueltos hasta copar todo su volumen. Luego, cuidadosamente, se vierte agua en el vaso hasta llenar los intersticios entre los granos. Si el volumen del agua vertida representa 150 cc, el volumen total de los granos de arena es de 850 cc. Las dos cantidades suman el volumen del vaso. Entonces el porcentaje del volumen representado por los poros o intersticios es:&lt;br /&gt;&lt;/p&gt;&lt;p align="justify"&gt;Porosidad = 150/1000 = 0,15 ó 15%&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Este sencillo experimento supone que el agua no reacciona con los granos de arena.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Matemáticamente se puede explicar la porosidad del apilamiento rectangular de granos esféricos de arena o vidrio utilizando los siguientes datos (Fig. 1-2), para demostrar que la porosidad total máxima obtenible en condiciones ideales es 47,&lt;/p&gt;&lt;br /&gt;&lt;p align="justify"&gt;&lt;/p&gt;&lt;img id="BLOGGER_PHOTO_ID_5340299711708571026" style="DISPLAY: block; MARGIN: 0px auto 10px; WIDTH: 320px; CURSOR: hand; HEIGHT: 220px; TEXT-ALIGN: center" alt="" src="http://4.bp.blogspot.com/_rB2iz9UmcFE/ShyOSy6CpZI/AAAAAAAAABc/dMwUsGTBmLU/s320/Dibujo2.bmp" border="0" /&gt;&lt;br /&gt;&lt;span style="color:#3366ff;"&gt;Fig 1-2. Esta caja de 6cm de lado contiene 216 esferas de un cm de diámetro cada una, apiladas una sobre otra. El volumen de la caja menos el volumen total de la esfera deja un espacio vacío que representa los poros creados por las esferas en contacto.(El Pozo Ilustrado,p,64)&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;/span&gt;&lt;br /&gt;&lt;p align="justify"&gt;La &lt;strong&gt;&lt;span style="color:#000000;"&gt;porosidad total&lt;/span&gt;&lt;/strong&gt; o volumen de almacenamiento natural máximo de este caso especial indica que todos los poros están interconectados y no hay material cementante entre los granos. Generalmente, en la naturaleza, los granos que componen la matriz de la roca están unidos entre sí por material que tiende a obstruir los poros y, por ende, evitar la intercomunicación entre poros, lo cual reduce el volumen de porosidad total.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;De igual manera, se puede demostrar que si las esferas estuviesen dispuestas en posición romboidal se obtendría matemáticamente la porosidad total mínima de 25,95% en condiciones ideales.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;En la práctica, debido a la forma de los granos, a la compactación, a la cementación que los une y a otros factores de la composición natural de las rocas, la porosidad medida en el laboratorio o por otros medios analíticos de campo da una variedad de valores para determinado espesor de estrato, sección o formación. Sólo la recopilación de datos y la estadística dan el valor promedio de porosidad que es el empleado en la práctica para cálculos corrientes. La porosidad de las rocas petrolíferas puede acusar, generalmente, entre 10% Y 25%.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;En los estudios y análisis de yacimientos es muy importante tener claros los conceptos que definen&lt;span style="color:#3366ff;"&gt; &lt;/span&gt;&lt;span style="color:#000000;"&gt;&lt;strong&gt;el volumen total de poros en la roca con su cemento, el volumen de poros interconectados y el volumen de poros no interconectados&lt;/strong&gt;&lt;/span&gt;. Esto es muy importante por lo que atañe a los fluidos en el yacimiento, la producción de éstos y la extracción volumétrica máxima durante las etapas de producción al lo largo de la vida económica del yacimiento.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;span style="color:#3366ff;"&gt;&lt;strong&gt;Determinación de la porosidad en el laboratorio&lt;/strong&gt;&lt;/span&gt;&lt;br /&gt;&lt;/p&gt;&lt;p align="justify"&gt;Esencialmente hay dos maneras de medir la porosidad de una roca en el laboratorio, Directamente se recurre a una medición de volúmenes o indirectamente midiendo el peso y la densidad de las diferentes substancias para convertir pesos a volúmenes.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;strong&gt;Volumen bruto de una muestra&lt;/strong&gt;. Si la muestra de la roca tiene una forma regular (cilíndrica, cuadrada o cúbica), su volumen bruto puede calcularse mediante las medidas de su forma. Si su contorno es irregular se puede obtener su volumen bruto por inmersión y desplazamiento &lt;strong&gt;en un determinado volumen de líquido como mercurio, por ejemplo, que a presión atmosférica no penetre en los poros de la roca&lt;/strong&gt;. El incremento de volumen que se observe en el recipiente que contiene la roca o el volumen de líquido que se recoja por rebosamiento corresponderá al volumen del espécimen o muestra.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;strong&gt;Volumen de los poros interconectados&lt;/strong&gt;. Utilizando la misma muestra, el volumen de los poros interconectados puede determinarse inyectándole un fluido, asegurándose que la &lt;strong&gt;totalidad&lt;/strong&gt; de los poros interconectados sean llenados. El fluido no debe reaccionar con los granos ni con el material cementante que los une.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;strong&gt;Volumen total de los poros&lt;/strong&gt;. Si la muestra se disgrega con cuidado para preservar la integridad de sus granos, se puede medir el volumen de la matriz. El volumen total o absoluto de los poros se obtendrá por diferencia entre el volumen bruto y el volumen de la matriz.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;strong&gt;Volumen de poros no interconectados&lt;/strong&gt;. El volumen de los poros no interconectados también puede ser obtenido por diferencia entre el volumen absoluto o total de poros y el volumen de poros interconectados.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Obviamente, las maneras antes descritas para obtener la porosidad de una roca pueden lograrse también utilizando mediciones del peso en lugar del volumen del espécimen, siempre y cuando se conozca de manera más precisa la densidad de cada material.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Debe observarse que los procedimientos de medición de porosidad antes descritos son realizados a condiciones de ambiente en la superficie. En el yacimiento, las relaciones roca/fluidos están sometidas a presiones y temperaturas diferentes que reflejan la profundidad del subsuelo. Esta observación no invalida el trabajo hecho en el laboratorio pero sí llama a ejercer cautela al utilizarlo. Hay técnicas satisfactorias que permiten convertir las mediciones hechas en el laboratorio a las equivalentes a condiciones del yacimiento, y esto se refiere no sólo a la presión de sobrecarga de los sedimentos sino también a la temperatura. &lt;/p&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;span style="color:#3366ff;"&gt;FUENTE: Efraín E. Barberii Martín Essenfeld Yacimientos de Hidrocarburos (FONCIED)&lt;/span&gt; &lt;/div&gt;&lt;/div&gt;&lt;/div&gt;&lt;/div&gt;&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-6295461030730735138?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/6295461030730735138'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/6295461030730735138'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2009/05/conceptos-fundamentales-parte-i.html' title='CONCEPTOS FUNDAMENTALES (PARTE I)'/><author><name>YINO.R  USECHE.L</name><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='16' height='16' src='http://img2.blogblog.com/img/b16-rounded.gif'/></author><media:thumbnail xmlns:media='http://search.yahoo.com/mrss/' url='http://1.bp.blogspot.com/_rB2iz9UmcFE/ShyLw62_drI/AAAAAAAAABM/tT4RCrIU5RM/s72-c/Dibujo.bmp' height='72' width='72'/></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-3870162018612500576</id><published>2009-05-24T12:44:00.000-07:00</published><updated>2009-05-24T12:50:27.071-07:00</updated><category scheme='http://www.blogger.com/atom/ns#' term='INNOVACIONES DE PERFORACIÓN III'/><title type='text'>INNOVACIONES DE PERFORACIÓN III</title><content type='html'>&lt;div align="justify"&gt;&lt;strong&gt;BARRENAS DE PERFORACIÓN DE BORDES CORTANTES&lt;/strong&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Los principales diseños de barrena usados actualmente en la industria son:&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;strong&gt;Barrenas de conos giratorios&lt;/strong&gt;&lt;br /&gt;Estas barrenas evolucionaron de las barrenas de cuchillas giratorias, esta formada esencialmente por conos de metal que giran en forma independiente de la rotación de la barrena, cada cono posee bordes cortantes que actúan como cinceles o palas sobre los estratos.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;strong&gt;Barrenas de cortador fijo&lt;/strong&gt;&lt;br /&gt;Estas son descendientes de las barrenas de arrastre con cuchillas de acero, no cuentan con partes móviles y se basan en el uso de cuchillas. Estas pueden ser de diamante natural, diamante sintético, hibridas y de compuesto policristalino de diamante (PDC),&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;strong&gt;VÁLVULA PARA ABANDONO DE TALADROS DURANTE HURACANES&lt;/strong&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Esta es una válvula de seguridad, que permite que hasta un millón de libras de sarta de perforación cuelguen de ella, dándoles a los operadores mecanismos seguros, eficientes y de bajo precio para asegurar el taladro y evacuar personal cuando la amenaza de un huracán se incrementa.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;strong&gt;SISTEMAS DE EVALUACIÓN Y PERFORACIÓN DE YACIMIENTOS CON POZOS DE DIÁMETRO REDUCIDO&lt;br /&gt;&lt;/strong&gt;&lt;br /&gt;Esta es una tecnología solución para la evaluación de formaciones y la perforación de yacimientos usando tuberías de diámetro reducido, la cual suministra al operador la seguridad de que una información equivalente a la obtenida con cables (tanto en términos del tipo de sensor como en la calidad de los datos), incluidas presiones de formación, se pueden obtener y entregar más rápidamente, mientras se asegura que el intervalo puede ser perforado en el menor tiempo posible.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;strong&gt;CONEXIONES DE ALTA RESISTENCIA PARA PERFORACIÓN EXTENDIDA&lt;/strong&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Dentro de las tecnologías desarrolladas para permitir una perforación ERD más segura y rentable, se destacan las uniones de alto torque, en particular las de doble resalto, y las sartas de perforación de materiales más livianos y resistentes. Estas tecnologías permiten disminuir la cantidad de viajes así como las pegas de tuberías y un gran número de costos relacionados con paradas y retrasos. Sin embargo, no es una tecnología estándar y su costo es significativamente mayor.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;strong&gt;PERFORACIÓN A UN CLIP DE DISTANCIA&lt;/strong&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;A través de un programa llamado WellData desarrollado, es posible conectar a todas las personas de la empresa a la información mediante un navegador de Internet y un clic del ratón. En otras palabras, se permite que el personal que se encuentra en el pozo tome decisiones de gestión sobre ciertas secciones del mismo o de procesos in situ; después, WellData amplía las capacidades de toma de decisiones más allá del piso de la plataforma a Internet.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;strong&gt;SISTEMA AUTOMÁTICO DE MANEJO DE PRESIÓN&lt;/strong&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;El sistema automático de manejo de presión Power AMPS, es un producto desarrollado por la división Power Chokes, de Power Wells Services, dirigido a solucionar problemas relacionados con la estabilidad de la perforación y de las paredes del pozo, la eliminación de los aumentos repentinos de presión cuando se detiene o se reinicia la circulación, las mejoras en el manejo de los fluidos y las condiciones del hoyo y, tal vez lo más importante, la capacidad de perforar de manera más eficiente en ambientes con rangos de presión muy estrechos. La presión medida por este dispositivo es la presión anular del pozo. &lt;/div&gt;&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-3870162018612500576?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/3870162018612500576'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/3870162018612500576'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2009/05/innovaciones-de-perforacion-iii.html' title='INNOVACIONES DE PERFORACIÓN III'/><author><name>Franklin Misle</name><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='32' height='24' src='http://4.bp.blogspot.com/_F_QtnS37jJs/Sbwc_U5E45I/AAAAAAAAAAU/TwhB9Fjz5c4/S220/yo+2.jpg'/></author></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-8726367371904212686</id><published>2009-05-24T12:41:00.000-07:00</published><updated>2009-05-24T12:44:09.205-07:00</updated><category scheme='http://www.blogger.com/atom/ns#' term='INNOVACIONES DE PERFORACIÓN II'/><title type='text'>INNOVACIONES DE PERFORACIÓN II</title><content type='html'>&lt;div align="justify"&gt;&lt;strong&gt;TECNOLOGÍA AVANZADA EN EL MANEJO DE RESIDUOS DE PERFORACIÓN&lt;/strong&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Esta tecnología consiste en la inyección de los recortes de perforación nuevamente en los estratos terrestre. Los recortes son tratados en superficie y se separan de los fluidos de perforación, posteriormente estos se separan formando una lechada (liquido) que se inyecta a través de pozos inyectores. Esta tecnología debe de ser bien analizada de manera que la zona donde se inyecte posea una roca sello y asi evitar que los recortes se desplacen o migren a la superficie ocasionando asi daños ambientales.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;strong&gt;NUEVO FLUIDO DE PERFORACIÓN INOCUO CON EL MEDIO AMBIENTE&lt;/strong&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Este sistema consiste en un lodo a base de agua, de alto desempeño, diseñado específicamente para mejorar las operaciones de perforación en ambientes de baja salinidad. Esta tecnología de fluidos de perforación es de vanguardia ya que no causa ninguna contaminación con el medio ambiente.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;strong&gt;UN NUEVO GIRO A LA PERFORACIÓN ROTARIA DIRECCIONAL&lt;br /&gt;&lt;/strong&gt;&lt;br /&gt;Esta tecnología consiste en la colocación de un sistema llamado POWERDRIVE que consiste en una unidad de control con sensores y una unidad que desvía la barrena en la dirección deseada sin disminuir la velocidad de penetración producto de una rotación continua desde la superficie de toda la sarta de perforación; una característica es que la rotación continua transfiere el peso a la barrena de forma eficaz, mejora la limpieza del hoyo porque agita los fluidos y recortes de perforación desde la barrena hasta la superficie.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;strong&gt;PERFORACIÓN DE POZOS VERTICALES&lt;/strong&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;La nueva tecnología de perforación direccional que se usa para lograr pozos verticales se le conoce como tecnología de perforación rotatoria direccional POWERV, la cual representa disminución de costos que serian empleados para la eliminación de residuos de perforación y para la compra de tuberías y cemento para revestir el pozo. Otra ventaja es el aumento de la velocidad de penetración disminuyendo el riesgo de atascamiento mecánico y requiere una brigada de menos personal en la localización del pozo lo cual reduce costos. &lt;/div&gt;&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-8726367371904212686?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/8726367371904212686'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/8726367371904212686'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2009/05/innovaciones-de-perforacion-ii.html' title='INNOVACIONES DE PERFORACIÓN II'/><author><name>Franklin Misle</name><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='32' height='24' src='http://4.bp.blogspot.com/_F_QtnS37jJs/Sbwc_U5E45I/AAAAAAAAAAU/TwhB9Fjz5c4/S220/yo+2.jpg'/></author></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-7031568165515493259</id><published>2009-05-24T12:29:00.000-07:00</published><updated>2009-05-24T12:37:40.914-07:00</updated><category scheme='http://www.blogger.com/atom/ns#' term='INNOVACIONES DE PERFORACIÓN I'/><title type='text'>INNOVACIONES DE PERFORACIÓN I</title><content type='html'>&lt;p align="justify"&gt;&lt;strong&gt;INNOVACIONES EN TECNOLOGIA LWD Y MWD.&lt;br /&gt;&lt;/strong&gt;&lt;br /&gt;La herramienta LWD (Logging While Drilling- Registros durante la perforación), se utiliza para registrar el pozo mientras se esta perforando, de este modo, se obtiene información a tiempo real. Esta herramienta, relativamente nueva, la cual inicio su comercialización en la década de los ochenta, ha incrementado su utilización alrededor del mundo con mucho éxito a tal grado que su uso es cada día más común, haciendo posible la optimización de la perforación en diversos aspectos.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Las primeras herramientas MWD fueron desarrolladas a comienzos de la década de 1970 para medir las propiedades relacionadas con la perforación, tales como la inclinación y el azimut, que son esenciales en las operaciones de perforación direccional. Importantes mediciones adicionales, tales como el esfuerzo de torsión, el peso sobre la barrena (WOB, por sus siglas en inglés) y la temperatura, permiten a los perforadores y a los ingenieros de perforación vigilar rutinariamente (monitorear) los parámetros de desempeño de la perforación en el fondo del pozo, en tiempo real, en lugar de inferirlos a partir de las mediciones de superficie.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;La tecnología MWD, está relacionada primordialmente para dirigir eficazmente la posición del pozo, esto resulta crucial para permitir que los perforadores direccionales ajusten las trayectorias de los pozos para dar cabida a la información geológica nueva proveniente de los registros LWD en tiempo real.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Las herramientas LWD, en forma general están compuestas básicamente por:&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;a) Sección de sensores: toma los registros.&lt;br /&gt;b) Sección de Interfase (Modulo de Control): codifica los registros y manda a la sección de transmisión.&lt;br /&gt;c) Sección de Transmisión: envía los datos a superficie.&lt;br /&gt;d) Equipo de superficie: se interpretan los datos y leen en software a tiempo real.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;strong&gt;VENTAJAS&lt;br /&gt;&lt;/strong&gt;&lt;br /&gt;a) Reducción del tiempo de perforación&lt;br /&gt;b) Ahorro en los costos de operación&lt;br /&gt;c) Toma de decisiones a tiempo real&lt;br /&gt;d) Producción anticipada&lt;br /&gt;e) Mejora de productividad en pozos horizontales&lt;br /&gt;f) Sistemas modulares&lt;br /&gt;g) Datos de alta calidad&lt;br /&gt;h) Operaciones más seguras&lt;br /&gt;i) Minimización de riesgos potenciales durante la perforación&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;strong&gt;LWD CON GEODIRECCIONAMIENTO&lt;/strong&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Esta tecnología consiste en una antena receptora inclinada que consiste en un sensor llamado InSite ADR Azimuthal Deep Reading Resistivity (lector de resistividad profunda azimutal) es una herramienta diseñada y construida específicamente para combinar la resistividad compensada de la formación y la capacidad de mediciones direccionales en un servicio dos en uno, de direccionamiento geológico y de evaluación de la formación.&lt;br /&gt;&lt;/p&gt;&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-7031568165515493259?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/7031568165515493259'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/7031568165515493259'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2009/05/innovaciones-de-perforacion-i.html' title='INNOVACIONES DE PERFORACIÓN I'/><author><name>Franklin Misle</name><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='32' height='24' src='http://4.bp.blogspot.com/_F_QtnS37jJs/Sbwc_U5E45I/AAAAAAAAAAU/TwhB9Fjz5c4/S220/yo+2.jpg'/></author></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-7453927127779503812</id><published>2009-05-23T21:46:00.000-07:00</published><updated>2009-05-23T23:35:07.600-07:00</updated><category scheme='http://www.blogger.com/atom/ns#' term='factores que afectan los cálculos de la EBM'/><category scheme='http://www.blogger.com/atom/ns#' term='Fuentes de error en la Ecuación de Balance de Materiales'/><title type='text'>Factores que afectan los cálculos en la aplicación de la Ecuación de Balance de Materiales (EBM)</title><content type='html'>&lt;div align="center"&gt;&lt;br /&gt;&lt;span style="color:#3366ff;"&gt;&lt;strong&gt;Factores que afectan los cálculos&lt;/strong&gt;&lt;/span&gt;&lt;/div&gt;&lt;div align="center"&gt;&lt;br /&gt;&lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;La Ecuación Generalizada de Balance de Materiales (EBM) es una herramienta muy útil de la ingeniería de yacimientos. En general, se aplica en los siguientes casos: &lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;br /&gt;• Determinación del volumen de petróleo y/o gas originalmente en sitio (N y/o Gi) &lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;• Cálculo del influjo acumulado de agua (We) &lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;• Predicción de la presión del yacimiento para diferentes volúmenes de producción acumulada ( Np)&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;La aplicación de la ecuación en los dos primeros casos tiene un importantísimo significado técnico y económico porque permite estimar el volumen inicial de la totalidad de los hidrocarburos presentes, además de aportar información fundamental para programar el desarrollo y la explotación de las reservas descubiertas, específicamente:&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;• Planificación racional del tiempo requerido para la explotación económica de las reservas probadas.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;• Selección del método de levantamiento artificial que pueda requerirse y el momento más apropiado para iniciarlo.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;• Selección del tipo y características de las instalaciones de separación de fluidos (gas/petróleo/agua) y los correspondientes factores y dispositivos de funcionamiento y manejo de volúmenes producibles.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;El tercer caso, aunque no menos importante, es menos obvio.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Generalmente se conoce We o el volumen de hidrocarburos en sitio (N y/o Gi). Sin embargo, hay ocasiones en que no se conocen N ni We, y se obtienen ambas cantidades en forma gráfica.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Aunque no se conozcan con exactitud N y Gi libre es muy conveniente estimar un orden de magnitud para m utilizando perfiles y/o pruebas de pozos.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Finalmente, se puede utilizar la EBM para detectar la presencia de influjo de agua antes de que los pozos produzcan agua. En este caso hay mediciones de P vs. Np Se supone, en principio, que el yacimiento es volumétrico y se calcula repetitivamente un grupo de valores de N a medida que Np aumenta.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Si los valores computados de N se mantienen relativamente estables se concluye que, en efecto, el yacimiento es esencialmente volumétrico y no tiene una fuente externa de energía. Si los valores computados de N crecen monótonamente queda demostrado que el yacimiento no es volumétrico sino que por el contrario tiene una fuente externa de energía.&lt;/div&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;p align="center"&gt;&lt;img id="BLOGGER_PHOTO_ID_5339264198341969394" style="DISPLAY: block; MARGIN: 0px auto 10px; WIDTH: 320px; CURSOR: hand; HEIGHT: 164px; TEXT-ALIGN: center" alt="" src="http://4.bp.blogspot.com/_rB2iz9UmcFE/Shjgf_AiRfI/AAAAAAAAAAM/2xIHt5ucTWc/s320/scan0002.bmp" border="0" /&gt;&lt;/p&gt;&lt;div align="justify"&gt;Fig 5-18: (A) yacimiento volumétrico, (B) yacimiento con fuente adicional de energía. Detección gráfica adicionales de energía para un yacimiento mediante la EBM.&lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;br /&gt;Más aún, la diferencia entre el valor de N computado bajo la suposición de un yacimiento volumétrico y el valor real de N representa la energía adicional que ha tenido disponible el yacimiento (en forma acumulada) sometido a estudio.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;span style="color:#3366ff;"&gt;&lt;strong&gt;Fuentes de error en la aplicación de la Ecuación de Balance de Materiales&lt;/strong&gt;&lt;/span&gt; &lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;br /&gt;&lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;Si se retoma la suposición planteada inicialmente en la derivación de la Ecuación de Balance de Materiales, se destaca muy especialmente aquella de equilibrio total e instantáneo entre las fases. Esta es una condición bastante ideal que generalmente no ocurre, en sentido estricto, y lleva a situaciones de "error" o, si se quiere, de resultados que deben ser usados con cuidado y conociendo las limitaciones que plantea la referida suposición.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;A continuación se explican algunas de las situaciones que a veces se presentan y deben ser consideradas con cuidado, ya que no se avienen con las suposiciones utilizadas en la derivación de la Ecuación Generalizada de Balance de Materiales:&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;1. &lt;span style="color:#3366ff;"&gt;Supersaturación de los hidrocarburos líquidos del yacimiento&lt;/span&gt;&lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;span style="color:#3366ff;"&gt;&lt;br /&gt;&lt;/span&gt;En algunos casos, al caer la presión en un yacimiento que contiene crudo saturado sale gas de solución, pero en un volumen inferior al que se esperaría de acuerdo a los análisis de PVT efectuados bajo condiciones de equilibrio. En este caso, considerado inestable desde el punto de vista de equilibrio, el líquido posee un volumen de gas en solución ( Rs ) que excede el de equilibrio obtenido de los análisis PVT.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Esta situación "anormal" muestra presiones reales inferiores en el yacimiento a las que se pronosticarían utilizando la EBM. La presión real será inferior a la esperada ya que un cierto volumen de hidrocarburos que debería estar en la fase de gas Iibre, ejerciendo (a nivel molecular) la presión correspondiente a un gas a la temperatura del yacimiento, se encuentra más bien en la fase líquida y sin ejercer la presión parcial de vapor correspondiente.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;2. &lt;span style="color:#3366ff;"&gt;Selección inadecuada de la relación PVT a utilizarse en los cálculos mediante la EBM &lt;/span&gt;&lt;/div&gt;&lt;span style="color:#3366ff;"&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;br /&gt;&lt;/span&gt;En secciones anteriores se han expuesto detalladamente las diferencias que existen entre el proceso de liberación diferencial y el proceso de liberación instantánea, ambos realizados en el laboratorio. También se ha indicado que, en las operaciones de campo desde el yacimiento hasta medir en los tanques los volúmenes producidos, ocurre una sucesión de fenómenos que pueden mostrar predominancia de vaporización instantánea o diferencial, o inclusive pueden representar propiedades híbridas o compuestas de naturaleza intermedia entre el proceso instantáneo y el proceso diferencial.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Resumiendo, la EBM requiere de volúmenes de fluidos medidos en el campo ( Gp, Np y Wp ) producidos luego de pasar por una serie de procesos: vaporización instantánea, diferencial y mixta.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Es evidente que, al usar la EBM con los volúmenes de fluidos producidos y medidos, es muy importante seleccionar un análisis de PVT para los parámetros Bo, Bg, Rs a diferentes presiones. El análisis debe representar adecuadamente en forma global la secuencia de fenómenos que han intervenido en la producción de los fluidos medidos.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Si el análisis PVT utilizado no representa las condiciones de la secuencia total de los fenómenos en curso, los estimados y/o pronósticos obtenidos de la EBM serán cuestionables o de valor limitado,&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;3. &lt;span style="color:#3366ff;"&gt;Presión promedio del yacimiento&lt;/span&gt;&lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;span style="color:#3366ff;"&gt;&lt;br /&gt;&lt;/span&gt;Otra de las suposiciones en la derivación de la EBM es que el yacimiento se comporta como una celda o tanque ubicado en el "volumen de control", en equilibrio total e instantáneo, y con transmisibilidad de igual modo. De allí la suposición de que la totalidad de los hidrocarburos confinados en el yacimiento en un momento dado se encuentran a la misma presión.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Las presiones utilizadas en la EBM deben ser representativas de la totalidad del sistema. Las presiones estáticas utilizadas deben ser restauradas o extrapoladas de mediciones de restauración. En lo posible., debe utilizarse la ponderación volumétrica de las presiones medidas, para asegurar la validez de los resultados.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Finalmente, al tomar las presiones requeridas deben tenerse muy presentes los siguientes aspectos:&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;- Precisión del equipo utilizado para tomar las presiones&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;- Tiempos de restauración, cierre y utilización de las presiones restauradas&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;- Consideraciones sobre mediciones individuales de presiones de pozos productores y/o de observación y su relación con la presión promedio general del yacimiento, ponderada volumétricamente.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;4. &lt;span style="color:#3366ff;"&gt;Errores de medición en los volúmenes de fluidos producidos&lt;/span&gt; &lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;br /&gt;Una de las fuentes de errores más comunes en la aplicación de la EBM son las cifras erróneas de la producción de fluidos. Los estimados de N y We, al existir errores de medición, dan valores muy altos tratándose de yacimientos subsaturados.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;5. &lt;span style="color:#3366ff;"&gt;Acuíferos activos y descensos leves de presión&lt;/span&gt; &lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;br /&gt;La sola inspección de la EBM revela el requerimiento de cambio en la presión. Este descenso de presión ( ΔP ) a su vez provoca cambios en los factores Bo, Bg Y Rs.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Cuando el acuífero es muy activo o el casquete de gas es muy grande, los descensos de presión son muy leves y esto origina severas dificultades en la aplicación de la EBM. Las diferencias de propiedades causadas por las variaciones ocurridas en los valores de N p' G p Y W p no son significativas, y en los cuales influye la precisión con que se hayan medido en el laboratorio Bo, Bg Y Rs. En los casos en que el casquete de gas es muy grande comparado con el petróleo en sitio, el yacimiento tiende más a comportarse como un yacimiento gasífero que petrolífero.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;6. &lt;span style="color:#3366ff;"&gt;Estimados de m&lt;/span&gt; &lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;br /&gt;Originalmente en la derivación de la EBM se supuso que todo el gas libre del yacimiento existe en el casquete de gas y que todo el petróleo se encuentra en la zona petrolífera. Sin embargo, este concepto puede ser fuente de error ya que en oportunidades hay saturación de petróleo en la zona de gas libre y hay gas en la zona petrolífera.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;En la derivación se supuso:&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;So (zona petrolífera) = 1 - Swi&lt;br /&gt;Sg (zona gasífera) = 1 - Swi&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;En los casos en que existe algo de petróleo en el casquete de gas y algo de gas en la zona petrolífera, el valor de m tiene que ser computado utilizando todo el gas libre y todo el petróleo en estado líquida contenido en el volumen de poros, independientemente del sitio donde se encuentren.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;7. &lt;span style="color:#3366ff;"&gt;Concepto de petróleo activo &lt;/span&gt;&lt;/div&gt;&lt;span style="color:#3366ff;"&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;br /&gt;&lt;/span&gt;Anteriormente, al explicar las aplicaciones de la EBM se recalcó la suposición de contar con presiones uniformes y equilibrio instantáneo. Es evidente que hay situaciones cuando el volumen total de hidrocarburos del sistema roca/fluido no es afectado por el empuje de la presión generado por la producción y/o inyección de fluidos. Esto ocurre en diferentes circunstancias, por ejemplo; cuando el volumen de control es grande y la producción no ha sido cuantiosa; cuando existen zonas; de baja permeabilidad en las que la difusividad es baja y no han sido afectadas por descensos de la presión existentes en las zonas más permeables (con mejor difusividad); y en general cuando el descenso de presión generado por la producción que ha ocurrido ( ΔNp) no se ha reflejado en la totalidad del volumen de hidrocarburos contenido en el yacimiento. &lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;br /&gt;En los casos en que ocurren estas situaciones, en un determinado momento de la historia cuando se sostiene haciendo cálculos del yacimiento, existen en el sistema dos valores de N: una fracción denominada petróleo activo ( N activo) y la otra denominada petróleo inactivo ( N inactivo) en ese momento. Obviamente, la suma del petróleo activo y el inactivo conforman el petróleo total en sitio (N). Aunque el petróleo total inicial en sitio no cambia, la relación del volumen activo al inactivo cambia en forma tal que con el tiempo el volumen de petróleo activo va creciendo a expensas del petróleo inactivo, hasta llegar el momento en que la totalidad del petróleo inicial es petróleo activo y ha respondido a los descensos de presión causados por los volúmenes crecientes de fluidos producidos.&lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;En sistemas de las características antes mencionadas (gran tamaño, zonas de baja difusividad, etc.), los resultados de cálculos con la EBM generan valores de N que corresponden al volumen de petróleo activo y no al total original en sitio. Por esto, a medida que se repite el cálculo al pasar el tiempo el valor calculado de N aumenta porque refleja el volumen de petróleo activo.&lt;span style="color:#3366ff;"&gt; &lt;/span&gt;&lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;span style="color:#3366ff;"&gt;&lt;/span&gt;&lt;/div&gt;&lt;div align="justify"&gt;&lt;span style="color:#3366ff;"&gt;&lt;/span&gt; &lt;/div&gt;&lt;div align="left"&gt;&lt;span style="color:#3366ff;"&gt;Fuente:&lt;/span&gt; &lt;span style="color:#3366ff;"&gt;Efraín E.Barberii. Martín Essenfeld. Yacimientos de Hidrocarburos (FONCIED)&lt;/span&gt;&lt;/div&gt;&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-7453927127779503812?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/7453927127779503812'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/7453927127779503812'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2009/05/factores-que-afectan-los-calculos-en-la.html' title='Factores que afectan los cálculos en la aplicación de la Ecuación de Balance de Materiales (EBM)'/><author><name>YINO.R  USECHE.L</name><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='16' height='16' src='http://img2.blogblog.com/img/b16-rounded.gif'/></author><media:thumbnail xmlns:media='http://search.yahoo.com/mrss/' url='http://4.bp.blogspot.com/_rB2iz9UmcFE/Shjgf_AiRfI/AAAAAAAAAAM/2xIHt5ucTWc/s72-c/scan0002.bmp' height='72' width='72'/></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-3062282208343958743</id><published>2009-05-23T03:12:00.000-07:00</published><updated>2009-05-23T03:15:45.508-07:00</updated><category scheme='http://www.blogger.com/atom/ns#' term='DAÑO DE FORMACIÓN DURANTE EL WF POR INYECCIÓN DE BACTERIAS'/><title type='text'>DAÑO DE FORMACIÓN DURANTE EL WF POR INYECCIÓN DE BACTERIAS</title><content type='html'>DAÑO DE FORMACIÓN DURANTE EL WF POR INYECCIÓN DE BACTERIAS&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;En muchos yacimientos con inyección de agua (WF) se controla la población bacteriana como parte de una especificación (3 botellas o su equivalente 100 a 1000 bact/ml es una expresión diaria entre quienes se dedican al tema).&lt;br /&gt;Siendo conservadores, podemos decir que en un circuito "controlado" inyectamos 10e9 bacterias por m3&lt;br /&gt;Este trabajo trata sobre las consecuencias potenciales de inyectar bacterias al reservorio, efecto que denominaremos daño a la formación por bacterias (DFB):&lt;br /&gt;Este mecanismo particular de daño de los pozos inyectores, en opinión de los autores esta escasamente tratado en la industria local.&lt;br /&gt;Formalmente, el análisis del problema en el mundo comienza en los ´60 y se desarrolla a partir de los ´80 aunque la raíz del problema ya fue observado unos 350 años atrás (1).&lt;br /&gt;La Existencia de Bacterias en los Reservorios&lt;br /&gt;Los reservorios son los únicos componentes del circuito de inyección de agua que no pueden cambiarse durante la vida del proyecto.&lt;br /&gt;Por líneas e instalaciones de superficie el agua de WF circula pero en los reservorios se acumula (reposición del crudo extraído), se distribuye (avance del agua inyectada) y, eventualmente por deficiencias de barrido o simplemente por distribución volumétrica irrumpe en los pozos productores.&lt;br /&gt;Antes que las bacterias ingresen al reservorio con el agua del W.F. el mismo es capaz de funcionar como hábitat de crecimiento natural de bacterias.&lt;br /&gt;En 1.950, SHELL Oil Co perforó un pozo petrolífero asépticamente a fines de comprobar en forma indudable la existencia de BSR (bacterias Sulfatorreductoras) en reservorios de petróleo.&lt;br /&gt;Extensivos estudios bacteriológicos (2) de una corona extraída a 1.500 mts, demostraron la habilidad de las BSR para crecer y sobrevivir en paloambientes sedimentarios. Pudieron haberse introducido en tiempos geológicamente recientes por aguas subterráneas en movimiento o por su propio movimiento (las bacterias se desplazan en aguas estancas con movimientos propios de 0,06 a 0.47 cm/h (3)).&lt;br /&gt;En resumen: Las Aguas Connatas (simultáneas o postdeposicionales) contienen actividad bacteriana previa a la perforación.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;"Presentado en 2 Jornadas de Recuperación Secundaria y Asistida – Malargue 8 y 9 de Septiembre de 2005 – IAPG&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-3062282208343958743?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/3062282208343958743'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/3062282208343958743'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2009/05/dano-de-formacion-durante-el-wf-por.html' title='DAÑO DE FORMACIÓN DURANTE EL WF POR INYECCIÓN DE BACTERIAS'/><author><name>Jesús Rojas</name><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='16' height='16' src='http://img2.blogblog.com/img/b16-rounded.gif'/></author></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-5065031996717309108</id><published>2009-05-23T03:04:00.000-07:00</published><updated>2009-05-23T03:06:26.650-07:00</updated><category scheme='http://www.blogger.com/atom/ns#' term='Aplicación de las Redes Neuronales al estudio de Yacimientos de Petróleo'/><title type='text'>Aplicación de las Redes Neuronales al estudio de Yacimientos de Petróleo</title><content type='html'>Aplicación de las Redes Neuronales al estudio de Yacimientos de Petróleo&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;En este trabajo se presenta el desarrollo de una herramienta software (GERENE),&lt;br /&gt;para generar y entrenar redes neuronales, con el …n de aplicarla a la solución&lt;br /&gt;de algunos problemas comunes encontrados en la industria del petróleo. Esta&lt;br /&gt;herramienta se desarrolló teniendo en cuenta que en ingeniería se presentan&lt;br /&gt;problemas de gran complejidad, los cuales requieren de un manejo matemático&lt;br /&gt;dispendioso y que en muchos casos no se obtienen los mejores resultados, usando&lt;br /&gt;los métodos tradicionales. Además se ha demostrado, algunas veces, que la&lt;br /&gt;aplicación de nuevas tecnologías permite optimizar los procesos industriales.&lt;br /&gt;La herramienta desarrollada GERENE, fue utilizada en dos aplicaciones de&lt;br /&gt;la ingeniería de yacimientos. En la primera aplicación se utilizó la herramienta&lt;br /&gt;como una solución alternativa al cálculo del comportamiento de los índices&lt;br /&gt;de desplazamiento, (índice de desplazamiento por depleción, IDD; índice de&lt;br /&gt;desplazamiento por segregación, IDS; e índice de desplazamiento hidrostático,&lt;br /&gt;IDH), cuando no se tienen los datos su…cientes del yacimiento, para aplicar&lt;br /&gt;la ecuación de balance de materia, EBM. La segunda aplicación, se hizó en el&lt;br /&gt;área de registros de pozos, para obtener una correlación directa entre el registro&lt;br /&gt;de Rayos Gamma (GR) y la curva del Potencial Espontáneo (SP), cuando las&lt;br /&gt;condiciones de algunos pozos son tales que, no se puede obtener la curva del&lt;br /&gt;SP (por ejemplo, cuando se perfora con ‡uidos no conductivos o con aire), o&lt;br /&gt;cuando la curva SP no ofrece resultados de…nitivos, casos en los cuales se corre&lt;br /&gt;una curva de Rayos Gamma.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Este trabajo también presenta la metodología utilizada para realizar las aplicaciones&lt;br /&gt;descritas anteriormente.&lt;br /&gt;Los resultados obtenidos en las dos aplicaciones, utilizando la herramienta&lt;br /&gt;desarrollada en este trabajo, muestran la capacidad de aprendizaje, la robustez&lt;br /&gt;y la ‡exibilidad de las redes neuronales para resolver problemas de ingeniería,&lt;br /&gt;difíciles de solucionar con las técnicas tradicionales.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Miguel Fernando Pérez Izquierdo&lt;br /&gt;Mike Alberto Rozo Anaya&lt;br /&gt;Robert Ulloa Jiménez&lt;br /&gt;Fernando Enrique Calvete&lt;br /&gt;Zuly Calderón Carrillo&lt;br /&gt;Escuela de Ingeniería de Petróleos&lt;br /&gt;Universidad Industrial de Santander&lt;br /&gt;ECOPETROL&lt;br /&gt;E-mail:calderon@uis.edu.co&lt;br /&gt;E-mail:fernando.calvete@ecopetrol.com&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-5065031996717309108?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/5065031996717309108'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/5065031996717309108'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2009/05/aplicacion-de-las-redes-neuronales-al.html' title='Aplicación de las Redes Neuronales al estudio de Yacimientos de Petróleo'/><author><name>Jesús Rojas</name><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='16' height='16' src='http://img2.blogblog.com/img/b16-rounded.gif'/></author></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-6105224075969660822</id><published>2009-05-23T02:24:00.000-07:00</published><updated>2009-11-10T19:19:16.190-08:00</updated><category scheme='http://www.blogger.com/atom/ns#' term='MALLAS DE RECUPERACIÓN SECUNDARIA'/><title type='text'>MALLAS DE RECUPERACIÓN SECUNDARIA</title><content type='html'>MALLAS DE RECUPERACIÓN SECUNDARIA&lt;br /&gt;OPTIMIZACIÓN DEL DISEÑO POR SIMULACIÓN EN LÍNEAS DE FLUJO&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Como es bien sabido el Diseño de las Mallas de Recuperación Secundaria utilizando los métodos Clásicos de&lt;br /&gt;la Ingeniería de Reservorios no permite considerar las heterogeneidades de los reservorios, con sus efectos&lt;br /&gt;variados sobre el comportamiento productivo. Se producen, sin que el Diseño lo haya previsto, severas&lt;br /&gt;canalizaciones de agua o falta de respuesta en petróleo, etc., que condicionan la aplicación del proceso de&lt;br /&gt;Recuperación Secundaria.&lt;br /&gt;Se reconoce que se deben utilizar Modelos que reflejen esas heterogeneidades empleando Simulación&lt;br /&gt;Numérica, sin embargo se ha considerado históricamente que los esfuerzos requeridos para su&lt;br /&gt;implementación eran muy grandes.&lt;br /&gt;Sin duda esta apreciación continúa siendo válida si se considera la Simulación por Diferencias Finitas. En&lt;br /&gt;cambio la Simulación en Líneas de Flujo realiza esta tarea con esfuerzos notablemente menores e integrando&lt;br /&gt;de una manera conceptualmente clara y precisa las características estáticas y dinámicas de los reservorios.&lt;br /&gt;Sintéticamente puede decirse que la Simulación en Líneas de Flujo, para procesos de Recuperación&lt;br /&gt;Secundaria, tiene las siguientes ventajas frente a los Métodos de Diferencias Finitas:&lt;br /&gt;• Mayor Rapidez y menor requerimiento de Memoria Operativa&lt;br /&gt;• Mejor visualización y conceptualización del acoplamiento inyector/productor&lt;br /&gt;• Mejor identificación de las áreas de drenaje&lt;br /&gt;• Más Fácil manejo de los modelos geológicos&lt;br /&gt;Se presenta en este trabajo la aplicación de la Simulación en Líneas de Flujo para la Optimización del Diseño&lt;br /&gt;de Mallas de Recuperación Secundaria en un Yacimiento maduro de la Cuenca Neuquina. Se compara este&lt;br /&gt;Diseño con uno previo realizado por Ingeniería de Reservorios Clásica.&lt;br /&gt;La Simulación en Líneas de Flujo puede considerarse un proceso innovador con investigaciones y desarrollos&lt;br /&gt;actuales variados, llevados a cabo por Grupos de avanzada tecnología y prestigiosas Universidades&lt;br /&gt;internacionales, en ese entorno se inscribe su aplicación al Diseño y Optimización de las Mallas de&lt;br /&gt;Recuperación Secundaria presentadas en este trabajo.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;LA SIMULACIÓN NUMÉRICA DINÁMICA EN LÍNEAS DE FLUJO (SNDLF)&lt;br /&gt;A medida que se incrementa la necesidad de una representación más adecuada de la realidad geológica y de&lt;br /&gt;los movimientos de los fluidos en los Reservorios de Petróleo, los Modelos Numéricos resultan cada vez más&lt;br /&gt;complejos. Los programas de Simulación Numérica Dinámica basados en cálculos de Diferencias Finitas o de&lt;br /&gt;Elementos Finitos se ven forzados a brindar soluciones en una escala “gruesa” debido a las limitaciones&lt;br /&gt;habituales de Hardware, tales como la cantidad de Memoria Operativa (aproximadamente 5 KB de RAM por&lt;br /&gt;celda activa) y a los Tiempos Aceptables para las Corridas (Tamaño del TimeStep controlado por el Tamaño&lt;br /&gt;de las Celdas).&lt;br /&gt;La Simulación Numérica Dinámica en Líneas de Flujo (SNDLF) constituye una alternativa innovadora y muy&lt;br /&gt;atractiva que permite el manejo de Modelos Dinámicos en una escala “fina” (sin Upscaling) ya que, al&lt;br /&gt;desacoplar la geometría y la heterogeneidad del flujo de las ecuaciones de transporte, resultan&lt;br /&gt;computacionalmente más rápidos y eficientes en la resolución de problemas dominados por flujos&lt;br /&gt;convectivos (sistemas no altamente compresibles)&lt;br /&gt;Innovación Tecnológica&lt;br /&gt;En Energía y Petroquímica&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;La Simulación en Líneas de Flujo comienza resolviendo las ecuaciones de flujo mediante la obtención del&lt;br /&gt;campo tridimensional de Presiones considerando las propiedades de las rocas, fluidos y condiciones de&lt;br /&gt;contorno. Posteriormente, se trazan las Líneas de Flujo siguiendo el gradiente de Presiones, en forma&lt;br /&gt;tangencial al campo vectorial de velocidad total, y plantea la ecuación de transporte de fluidos, aplicando la&lt;br /&gt;Ley de Darcy correspondiente, a lo largo de la Línea de Flujo en forma unidimensional. Para ello sustituye en&lt;br /&gt;esa ecuación las variables x, y, z por una variable τ, llamada Tiempo de Vuelo (TOF), que representa el&lt;br /&gt;tiempo que un trazador neutral requiere para alcanzar un punto “s” de la Línea de Flujo. De esta forma las&lt;br /&gt;líneas de flujo dejan de ser tan sensibles a la forma y tamaño de los bloques.&lt;br /&gt;A continuación se resuelve un Balance de Masa en cada Línea de Flujo para mover la composición del fluido&lt;br /&gt;en el tiempo, se mapea esa composición a lo largo de cada línea y finalmente se distribuye el fluido en la&lt;br /&gt;vertical considerando el efecto gravitatorio y volviéndolo a mapear en la grilla 3D. Así, automáticamente, se&lt;br /&gt;vuelve a comenzar el ciclo resolviendo el campo de presiones en cada paso temporal deseado.&lt;br /&gt;Todo este proceso de simulación es rápido, lo que permite tener una gran discretización espacial, y por lo&lt;br /&gt;tanto, representar en mayor medida la heterogeneidad de los reservorios de manera más cercana a la&lt;br /&gt;realidad.&lt;br /&gt;Merece destacarse, como lo muestra la Fig. 1, que en los Modelos de Líneas de Flujo, el fluido es&lt;br /&gt;transportado en la dirección de los gradientes de presiones, a lo largo de las líneas de flujo y no entre&lt;br /&gt;bloques de grilla como ocurre en la Simulación por Diferencias Finitas y que la traza de la Línea de Flujo y el&lt;br /&gt;Tiempo de Vuelo permiten identificar los bloques que requerirían ser “modificados” en un eventual proceso&lt;br /&gt;de Ajuste Histórico.&lt;br /&gt;Sin embargo, cabe acotar que la resolución de las Líneas de Flujo considera que éstas no cambian&lt;br /&gt;significativamente con el tiempo, cosa que sí ocurre con los sistemas altamente compresibles, donde, por lo&lt;br /&gt;tanto, los métodos de las Diferencias Finitas son superiores.&lt;br /&gt;Las principales aplicaciones en las cuales la SNDLF resulta exitosa son las siguientes[3; 4 y 5]:&lt;br /&gt;• Ranking de Grandes Modelos Geológicos para la Caracterización Temprana de Reservorios&lt;br /&gt;• Calibración de Modelos Geológicos en Escala Fina para evaluar los procedimientos geostadísticos y las técnicas&lt;br /&gt;de Upscaling, realizando Sensibilidades a distintos parámetros&lt;br /&gt;• Evaluación, Optimización y Seguimiento de la Recuperación Secundaria utilizando Nuevos Parámetros,&lt;br /&gt;función de las propiedades estáticas y dinámicas de los reservorios, como son las Líneas de Flujo con los TOF y las&lt;br /&gt;Conectividades entre inyectores y productores (WAF, Well Allocation Factors).&lt;br /&gt;• Optimización de la Locación de Pozos Ínter-distanciados&lt;br /&gt;• Ajuste Histórico Integral de Modelos Estático – Dinámicos en Escala Fina&lt;br /&gt;Este trabajo va a centrar la atención en el punto referido a la Optimización de Proyectos de Recuperación&lt;br /&gt;Secundaria, con los nuevos Parámetros para su Evaluación y Seguimiento, particularmente en lo referido al&lt;br /&gt;Diseño de Mallas.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt; OPTIMIZACIÓN DEL DISEÑO DE MALLAS DE RECUPERACIÓN SECUNDARIA POR SNDLF&lt;br /&gt;Para el manejo de los Proyectos de Recuperación Secundaria por Inyección de Agua existen varias&lt;br /&gt;herramientas que permiten su representación y modelización. Estas realizaciones pueden clasificarse en dos&lt;br /&gt;grandes grupos, dentro de las que se incluyen algunas de las técnicas que se detallan a continuación:&lt;br /&gt;Métodos de la Ingeniería Clásica de Reservorios:&lt;br /&gt;• Por Análisis Adimensional Analógico con Reservorios de Características Similares&lt;br /&gt;• Por Combinación del Análisis Declinatorio, Balance de Materiales y Curvas Tipo&lt;br /&gt;• Por Métodos Analíticos tales como el de Ershaghi Modificado, de Flujo Segregado, de Stiles, de Avance&lt;br /&gt;Frontal de Buckley-Leverett, etc.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Métodos de Simulación Numérica Dinámica:&lt;br /&gt;• en Diferencias Finitas (SNDDF)&lt;br /&gt;• por Líneas de Flujo (SNDLF)&lt;br /&gt;En líneas generales, los Métodos de la Ingeniería Clásica de Reservorios permiten dar una respuesta&lt;br /&gt;promedio rápida del comportamiento dinámico de un reservorio durante la Inyección de Agua. Sin embargo,&lt;br /&gt;no suelen ser representativos de las heterogeneidades que siempre están presentes en los reservorios de&lt;br /&gt;petróleo. Además, no son muy flexibles para modificar las condiciones de explotación y/o de inyección tanto&lt;br /&gt;en los pozos como en grupos de ellos.&lt;br /&gt;La Simulación Numérica Dinámica es una herramienta que supera las limitaciones mencionadas de los&lt;br /&gt;Métodos Clásicos, aunque presenta la dificultad de requerir una mayor cantidad de información cuyas&lt;br /&gt;incertidumbres deben estar acotadas. En consecuencia, con la Simulación Numérica Dinámica es posible&lt;br /&gt;representar las heterogeneidades que presentan las propiedades petrofísicas en el reservorio, como así&lt;br /&gt;también los diferentes cambios en las condiciones de explotación y/o inyección en los pozos o grupos de&lt;br /&gt;ellos.&lt;br /&gt;Al comparar ambos métodos numéricos se encuentra que las principales ventajas de la SNDLF frente a la&lt;br /&gt;SNDDF son:&lt;br /&gt;• Resolver mejor problemas donde el flujo de fluidos está dominado por el desplazamiento, como ocurre en&lt;br /&gt;los barridos por inyección de agua en reservorios de petróleo;&lt;br /&gt;• Trabajar con Modelos que contienen un mayor número de celdas en tiempos más cortos de&lt;br /&gt;procesamiento;&lt;br /&gt;• Detectar las zonas del reservorio donde principalmente se produce el flujo de fluidos; identificando los&lt;br /&gt;sectores ya barridos;&lt;br /&gt;• Determinar el volumen poral drenado por cada productor , tanto en la producción primaria&lt;br /&gt;como en la secundaria (excepto para flujos altamente compresivos o dominados por fuerzas capilares);&lt;br /&gt;• Determinar el volumen poral contactado por cada inyector ;&lt;br /&gt;• Identificar las conexiones inyector/productor, cuantificando dicha relación a través de los WAF ;&lt;br /&gt;Mediante la visualización de gráficos de la Eficiencia de Barrido y del Volumen Poral Contactado&lt;br /&gt; la SNDLF permite optimizar los factores de recuperación de petróleo, a nivel del reservorio y de&lt;br /&gt;cada una de las mallas.&lt;br /&gt;El siguiente Caso Histórico muestra la aplicación de la SNDLF como una herramienta novedosa para la&lt;br /&gt;optimización del diseño y seguimiento de Proyectos de Recuperación Secundaria&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;MIRTA GALACHO, NÉSTOR GALACHO, PABLO VÁZQUEZ Y LUCIANA MASUD, MG&amp;amp;A OIL &amp;amp; GAS&lt;br /&gt;MGoilandgas@MGoilandgas.com.ar – www.mgoilandgas.com.ar&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-6105224075969660822?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/6105224075969660822'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/6105224075969660822'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2009/05/mallas-de-recuperacion-secundaria.html' title='MALLAS DE RECUPERACIÓN SECUNDARIA'/><author><name>Jesús Rojas</name><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='16' height='16' src='http://img2.blogblog.com/img/b16-rounded.gif'/></author></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-1172679611004161559</id><published>2009-05-22T18:33:00.000-07:00</published><updated>2009-05-22T18:42:39.825-07:00</updated><category scheme='http://www.blogger.com/atom/ns#' term='Gas Natural'/><title type='text'>Exploración y explotación de yacimientos de gas natural</title><content type='html'>&lt;div style="text-align: justify;"&gt;&lt;ol&gt;&lt;li&gt;&lt;span style="font-weight: bold;"&gt;Exploración:&lt;/span&gt; Las técnicas y los conocimientos aplicados a la exploración de hidrocarburos van dirigidas a precisar si las características geológicas de las rocas brindan posibilidades de acumulación de hidrocarburos en volúmenes aptos para la comercialización, es ahí cuando los estudios de geología de superficie consolidado por estudios gravimétricos, sísmicos, magnéticos, en escala local o regional; forman parte en la búsqueda de yacimientos aptos para su explotación.&lt;br /&gt;&lt;/li&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;li&gt;&lt;span style="font-weight: bold;"&gt;Perforación:&lt;/span&gt; En el acto de perforación de un yacimiento gasífero se utiliza la misma metodología aplicada para un yacimiento petrolífero, el cual consiste en penetrar las capas terrestre, utilizando un conjunto de tuberías donde está integrada la mecha que se va disminuyendo de diámetro a medida que cambian los estratos y aumenta la profundidad de perforación, su respectivo portamechas, tuberías de circulación de fluidos de perforación el cual ayuda a extraer el ripio del fondo del hoyo, lubrica la tubería, baja la temperatura de las mismas, a medida que se progresa en la perforación se cementa el hoyo utilizando un revestidor respectivo que evita un posible desplome del hoyo de perforación.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Debido a la poca densidad del gas se presenta por lo general que éste se mezcla con el fluido de perforación reduciendo la densidad del fluido lo cual hace más delicado el proceso de excavación, lo que genera una toma de medidas de cuidado.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Respecto a la terminación del pozo no hay diferencia respecto a la terminación de un pozo en un yacimiento de petróleo, aunque se podría tomar en cuenta que si el único fluido del yacimiento es gas no es necesario revestir el pozo, ya que este no es corrosivo, pero en el caso de que se encuentre algún fluido corrosivo en el yacimiento como el agua, si se debe considerar revestir el pozo.&lt;br /&gt;&lt;/li&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;li&gt;&lt;span style="font-weight: bold;"&gt;Explotación:&lt;/span&gt; La explotación de yacimientos de gas implica la perforación de pozos y la producción de gas.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Debido a las características del gas, los pozos perforados en un yacimiento de gas pueden estar espaciados a una distancia de 1800m a diferencia de los pozos en un yacimiento de petróleo, los cuales generalmente se encuentran espaciados entre 90m y 600m.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Cuando se trata del inicio de la explotación de un yacimiento de gas es indispensable estimar por un lado, la cantidad de gas inicial en el yacimiento, también llamado gas original en sitio (GOES).&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Y por otro lado, las reservas de gas que se encuentran en el yacimiento, es decir la cantidad de gas que posee alta probabilidad (90%) de ser recuperados.&lt;br /&gt;&lt;/li&gt;&lt;/ol&gt;&lt;/div&gt;&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-1172679611004161559?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/1172679611004161559'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/1172679611004161559'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2009/05/exploracion-y-explotacion-de.html' title='Exploración y explotación de yacimientos de gas natural'/><author><name>Gabriella Martínez</name><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='32' height='26' src='http://3.bp.blogspot.com/-Ws_kHNj1iso/TmRxGP9QnvI/AAAAAAAABdk/_QvZqqkSLlI/s220/Gaby.4Abr2011.PNG'/></author></entry><entry><id>tag:blogger.com,1999:blog-1789879770804040937.post-5805538249834462019</id><published>2009-05-22T18:15:00.000-07:00</published><updated>2009-05-22T18:42:25.441-07:00</updated><category scheme='http://www.blogger.com/atom/ns#' term='Gas Natural'/><title type='text'>Gas Natural: Origen, ¿Dónde se encuentra?</title><content type='html'>&lt;div style="text-align: justify;"&gt;&lt;span style="font-weight: bold;"&gt;Origen del gas&lt;/span&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;El origen geológico del gas se separa en dos grandes grupos principales: la teoría orgánica y la no orgánica o inorgánica.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;La teoría inorgánica explica el origen de los hidrocarburos debido  a la combinación de elementos químicos como  el carbono y  el hidrógeno   sometidos a   altas temperaturas    y  presiones,    ubicados en  capas muy profundas de la tierra.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Otra teoría no orgánica es la propuesta por el astrofísico norteamericano Thomas Gold según él, el gas fue creado cuando el carbón transportado a la tierra por meteoritos, depositó bastante hidrogeno en la atmósfera originando la formación de hidrocarburos los cuales se calentaron produciendo metano.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Según la teoría Orgánica el petróleo y el gas natural se han formado por la transformación de la materia orgánica vegetal y animal, cuya estructura  molecular ha sufrido alteraciones por efecto de altas temperaturas, acción de bacterias y microorganismos, altas presiones en el subsuelo y otros agentes a lo largo de millones de años. De allí que las rocas de nacimiento sedimentarios como el carbón, esquisitos y piedras calizas tienen un color oscuro proveniente de su rico contenido orgánico. Esta teoría es la más aceptada actualmente por químicos, geólogos, ingenieros de petróleo y demás expertos.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;span style="font-weight: bold;"&gt;¿Dónde se encuentra el gas?&lt;/span&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;Los depósitos de gas se encuentran en el subsuelo en estructuras geológicas denominadas trampas. Dentro de éstas, los hidrocarburos o el gas, están contenidos en una roca porosa llamado roca yacimiento.&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;La trampa de hidrocarburos es una condición geológica de las rocas del subsuelo que permite la acumulación del petróleo o del gas natural. Las trampas pueden ser de origen estructural (pliegues y fallas), estratigráfico (lentes, acuñamiento de rocas porosas contra rocas no porosas denominadas rocas sellos) y mixto (una combinación de pliegues y/o fallas con cambios de porosidad de las rocas).&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;br /&gt;&lt;a style="color: rgb(153, 51, 153);" href="http://balance-de-materiales.blogspot.com/2009/05/gas-que-es-composicion.html"&gt;Véase también:&lt;/a&gt;&lt;a style="font-weight: bold; color: rgb(153, 51, 153);" href="http://balance-de-materiales.blogspot.com/2009/05/gas-que-es-composicion.html"&gt; &lt;/a&gt;&lt;a style="color: rgb(153, 51, 153); font-weight: bold;" href="http://balance-de-materiales.blogspot.com/2009/05/gas-que-es-composicion.html"&gt;Gas Natural: ¿Qué es?, Composición&lt;/a&gt;&lt;span style="color: rgb(153, 51, 153); font-weight: bold;"&gt; &lt;/span&gt;&lt;span style="color: rgb(153, 51, 153);"&gt;y&lt;/span&gt;&lt;span style="color: rgb(153, 51, 153); font-weight: bold;"&gt; &lt;/span&gt;&lt;a style="color: rgb(153, 51, 153); font-weight: bold;" href="http://balance-de-materiales.blogspot.com/2009/03/clasificacion-de-los-yacimientos.html"&gt;Clasificación de los yacimientos de gas&lt;/a&gt;&lt;br /&gt;&lt;/div&gt;&lt;div class="blogger-post-footer"&gt;&lt;img width='1' height='1' src='https://blogger.googleusercontent.com/tracker/1789879770804040937-5805538249834462019?l=balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com' alt='' /&gt;&lt;/div&gt;</content><link rel='edit' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/5805538249834462019'/><link rel='self' type='application/atom+xml' href='http://www.blogger.com/feeds/1789879770804040937/posts/default/5805538249834462019'/><link rel='alternate' type='text/html' href='http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2009/05/gas-origen-donde-se-encuentra.html' title='Gas Natural: Origen, ¿Dónde se encuentra?'/><author><name>Gabriella Martínez</name><email>noreply@blogger.com</email><gd:image rel='http://schemas.google.com/g/2005#thumbnail' width='32' height='26' src='http://3.bp.blogspot.com/-Ws_kHNj1iso/TmRxGP9QnvI/AAAAAAAABdk/_QvZqqkSLlI/s220/Gaby.4Abr2011.PNG'/></author></entry></feed>
