Producción primaria, secundaria y terciaria - II

En cuanto a la recuperación terciaria, la tercera etapa de producción, es la que se obtiene después de la inyección de agua (o cualquier otro proceso secundario utilizado). Los procesos terciarios utilizan gases miscibles, químicas y/o energía térmica para desplazar petróleo adicional después de que un proceso secundario se vuelve no rentable1. La Figura 1.1 presenta un esquema de los diferentes mecanismos de producción de petróleo2.

Producción primaria, secundaria y terciaria - I

Las operaciones de recuperación de petróleo han sido tradicionalmente subdi- vididas en tres etapas: primaria, secundaria y terciaria. Históricamente, estas etapas describen la producción de un yacimiento como una secuencia cronológica. 

La eta- pa primaria, de producción inicial, resulta del desplazamiento por la energía natural existente en el yacimiento. La secundaria, que actualmente es casi sinónima de in- yección de agua, se implementa usualmente después de la declinación de la produc- ción primaria. Entre estos procesos, los tradicionales son: la inyección de agua y la in- yección de gas. 

La recuperación secundaria resulta del aumento de la energía natural, al inyectar agua o gas para desplazar el petróleo hacia los pozos productores. En el caso del gas, se inyecta en la capa de gas para mantener la presión y expandirla, o dentro de la columna de petróleo en los pozos para el desplazamiento inmiscible del petróleo, de acuerdo con las condiciones de permeabilidad relativa y barrido volumétrico. 

Los procesos de gas basados en otros mecanismos, como hinchamiento del petróleo, reducción de la viscosidad del petróleo, o comportamiento de fases favorable, se consideran procesos EOR. Debido a que un desplazamiento inmiscible de gas es, por lo general, menos efi- ciente que una inyección de agua, hoy en día se usa muy pocas veces como proceso secundario.

Introducción

El 85% de la producción mundial de crudo se obtiene actualmente por métodos de recuperación primaria y secundaria con un recobro promedio del 35% del petróleo in situ. Como esta recuperación es todavía baja, para incrementarla se han desarrolla- do nuevos métodos y técnicas de recobro mejorado de petróleo, EOR (del inglés Enhanced Oil Recouery), los cuales en su mayoría involucran la inyección de un fluido, gas o líquido, dentro del yacimiento. Hoy en día, la inyección de agua es el principal y más conocido de los métodos EOR, y hasta esta fecha es el proceso que más ha contribuido al recobro extra de petró- leo. No obstante, se considera que, después de una invasión con agua, todavía queda en el yacimiento más del 50% del petróleo original in situ.

APLICACIONES

· Con base en el estudio realizado de los equipos de perforación, exponer las características principales del equipo en que se encuentre laborando

(perforación ó de mantenimiento).
Mástil (marca, tipo y capacidad):
Máquinas:
Malacate:
Bombas de lodo:
Generadores:
Cable de perforación y tipo de ancla:
Números de viajes aproximados para su transporte:
Tiempo programado de instalación y desmantelamiento:
Otros:

· Realizar una planeación de desmantelamiento, transporte e instalación del equipo en que labora. Anotando las medidas de seguridad y protección  ambiental en las tres actividades.

LISTA DE VERIFICACIÓN ANTES DE IZAR Ó ABATIR EL MÁSTIL - IV

LISTA DE VERIFICACIÓN ANTES DE IZAR Ó ABATIR EL MÁSTIL - II

LISTA DE VERIFICACIÓN ANTES DE IZAR Ó ABATIR EL MÁSTIL - I

Antes de izar o abatir el mástil, es necesario realizar la inspección de su equipo con el apoyo de una lista de verificación que se proporcionó en el manual para Perforador-Cabo, así como aplicar la lista de los “puntos críticos”. No olvidar que antes de iniciar las operaciones, se debe de realizar la plática de seguridad y de las actividades por realizar, con el personal del equipo, así mismo dar instrucciones para verificar que el personal cuente con el equipo de seguridad personal completo. 

A continuación se presenta la información de las capacidades de izaje y frenado de algunos malacates y del guarnido de aparejos, como un apoyo en la instalación del equipo (Tabla 13.4, Fig. 13.12 y Fig. 13.13).