Campos en producción

  Son los campos con pozos en explotación, es decir, que no están taponeados.

Incluyen pozos que están operando como productores o inyectores, así como pozos cerrados con posibilidad de explotación.

Capacidad de Refinación

  Se refiere a la capacidad por día de operación, no a la capacidad por día de calendario, La capacidad por día de operación de una planta es el volumen máximo que puede procesar trabajando sin interrupción, en tanto que la capacidad por día calendario considera los paros normalmente exigidos por el mantenimiento y otras causas.

  Es el cambio en volumen que experimenta un volumen unitario, cuando éste sufre un cambio de presión a una temperatura constante.

La presión geoestática tiende a comprimir el yacimiento. Esta balanceada por la resistencia de la roca y la presión de los fluidos en el espacio poroso. Al avanzar la producción de aceite y gas, la presión en el espacio poroso disminuye. En consecuencia el volumen de poros del yacimiento disminuye levemente. Se define como compresibilidad de la formación al cambio de volumen de poros, con respecto a la presión de los fluidos contenidos en dicho volumen de poros.

   Es el cambio de volumen que experimenta un volumen unitario de aceite, cuando éste sufre un cambio de presión a una temperatura constante.

  Hidrocarburos líquidos del gas natural que se recuperan en instalaciones de separación en campos productores de gas asociado y no asociado, incluyen hidrocarburos líquidos recuperados de gasoductos, los cuales se forman por condensación durante el transporte del gas natural.

   Acuerdo de cooperación petrolera de  México y Venezuela que beneficia a Centroamérica y al área del Caribe, contempla un esquema de colaboración destinado a financiar proyectos de desarrollo económico.

   El coque de petróleo es un carbón producido  en solo algunas refinerías, proviene de la transformación térmica del aceite residual a una temperatura lo suficientemente alta como para provocar la polimerización y así formar un átomo de carbono sólido que no se derrite.

  La densidad de los fluidos producidos por el yacimiento, depende fundamentalmente de su composición. La densidad se define como la masa por unidad de volumen de la sustancia a una temperatura específica.

   El proceso  de refinación que consiste de rompimiento de moléculas grandes de aceite en otras más pequeñas. Cuando este proceso se alcanza por la aplicación de calor únicamente, se conoce como desintegración térmica. Si se  utiliza un catalizador se conoce como desintegración catalítica; si se realiza en una atmósfera de hidrógeno se conoce como un proceso de hidrodesintegración.

   Proceso de refinación que consiste en calentar un líquido hasta que sus componentes más volátiles pasan a la fase de vapor y , a continuación, enfriar el vapor para recuperar dichos componentes en forma líquida por medio de condensación. El objetivo principal de la destilación es separar una mezcla de varios componentes aprovechando sus distintas volatilidades, o bien separar los materiales volátiles de los no volátiles.

  El factor de volumen del aceite se define como  el volumen de aceite  del yacimiento requerido para producir un metro cúbico de aceite en el tanque de almacenamiento. El aceite del yacimiento incluye el gas disuelto.

  El factor de volumen del gas, es definido como el volumen de gas medido a condiciones de yacimiento entre el volumen de ese mismo gas pero medido a condiciones estándar.

El factor de volumen total o de la fase mixta , se refiere al volumen de aceite en el yacimiento con su gas disuelto más el volumen de gas liberado, entre el volumen de aceite en la superficie. Sólo para yacimientos de aceite y gas disuelto liberado.

   Proceso de refinación en el que mediante destilación se separan fracciones pequeñas de una mezcla de hidrocarburos.

  Promedio del número diario de quipos ocupados en la perforación de pozos o en actividades conducentes a la misma, tales como desmantelamiento, transporte y mantenimiento

  Sistema del tipo de tanque flotante utilizado por la industria petrolera.

Diseñado para transportar, procesar y almacenar petróleo crudo y/o gas natural producido en plataformas marinas. Llamado también Unidad o Sistema Flotante de Producción Almacenamiento y Descarga, por sus siglas en inglés (Floating Production Storage and of floading ).

Mezcla de hidrocarburos parafínicos ligeros, con metano como su principal constituyente, pequeñas cantidades de etano y propano, así como cantidades variables de nitrógeno, dióxido de carbono y ácido sulfhídrico. El gas natural puede encontrarse asociado con el petróleo crudo o en forma independiente en pozos de gas no asociado.

  Gas natural libre de hidrocarburos líquidos más pesados que el metano (etano y propano ).

  Gas natural que contiene hidrocarburos, ácido sulfhídrico y dióxido de carbono (éstos últimos en concentraciones mayores a 50 ppm ).

   Gas natural que contiene más de 3 galones de hidrocarburos líquidos por cada mil pies cúbicos de gas.

   Mezcla altamente volátil de hidrocarburos de propano y más pesados que forma parte de los líquidos del gas natural. Normalmente se adiciona a la gasolina automotriz para incrementar su presión de vapor, así como el arranque a bajas temperaturas. La gasolina natural es también utilizada en petroquímica para proveer isobutano e isopentano que son utilizados en los procesos de alquilación.

   Gas que resulta de la mezcla de propano y butano. Se obtiene durante el fraccionamiento de los líquidos del gas o durante el fraccionamiento de los líquidos de refinación. Fracción más ligera del petróleo crudo utilizado para uso doméstico y para la carburación.

   Proceso por el cual se elimina el azufre convirtiéndolo en  ácido sulfhídrico en la corriente gaseosa, el cual puede separarse con facilidad y transformarse en azufre elemental

   Proceso mediante el cual se altera el arreglo fundamental de los átomos de una molécula sin adherir o substraer nada de la molécula original. El butano es isomerizado a isobutano para ser utilizado en la Alquilación de isobutileno y otras olefinas para la producción de hidrocarburos de alto octano.

Límite Físico

  Se entiende por límite físico de un yacimiento a aquel definido por un accidente geológico (fallas, discordancias, etc.) o por disminución y/o discontinuidad en la saturación de hidrocarburos, porosidad, permeabilidad o por el efecto combinado de estos parámetros.

Limite convencional

 Son límites convencionales aquellos que se establecen con el grado de exactitud de los datos o de conformidad con las normas establecidas.

La permeabilidad es uno de los parámetros de las rocas que más frecuentemente se determinan, aunque es muy importante saber la cantidad de hidrocarburos que contiene el yacimiento, así como también es esencial saber la facilidad con que fluirán a través del sistema poroso al pozo.

   Excluye la producción y la de líquidos del gas natural obtenidos en plantas de extracción de licuables. El petróleo crudo producido se considera pesado o ligero según los siguientes criterios:

Pesado.- Petróleo crudo con densidad API igual o inferior a 27º

Ligero.- Petróleo crudo con densidad API superior a 27º y hasta 38º.

Superligero.- Petróleo crudo con densidad API superior a 38º.

Para el mercado de exportación se preparan 3 variedades de petróleo crudo con las siguientes calidades típicas:

• Maya.- Petróleo crudo pesado con densidad de 22ºAPI y 3.3% de azufre en peso.
• Istmo.-  Petróleo crudo ligero con densidad 33.6ºAPI y 1.3% de azufre en peso.
• Olmeca.- Petróleo crudo muy ligero con densidad de 39ºAPI y 0.8% de azufre en peso.
   

Es uno de los parámetros de la roca más importantes, esto es debido a que da una idea de la capacidad de almacenamiento que puede tener la roca para contener hidrocarburos. La porosidad es un espacio disponible en la roca, sirviendo como receptáculo para los fluidos presentes en ella, por lo tanto la porosidad se puede definir como la relación del espacio vacío en la roca con respecto al volumen total de ella. Esto es que un volumen de roca, está formado por un volumen de huecos o poros y un volumen de sólidos, matemáticamente se expresa como:

donde:

Vp =Volumen de poro.

Vr=Volumen de roca.

Vs=Volumen de sólidos.

Según su objetivo o función, los pozos se clasifican en exploratorios( incluyen pozos de sondeo estratigráficos) y de desarrollo (incluyen pozos de inyección ). Según su grado de terminación, los pozos se clasifican como perforados o terminados.

• Perforados.- Pozos cuya perforación con la barrena ha sido concluida y cuenta con tubería de adame o revestimiento ya cementada, pero que todavía no han sido sometidos a las operaciones subsecuentes que permitan la producción de  hidrocarburos.

• Terminados.- Pozos perforados en los que ya se han efectuado las operaciones de terminación, tales como: instalación de tubería de producción; disparos a la tubería de revestimiento para horadarla y permitir la comunicación entre el interior del pozo y la roca almacenadora, así como limpieza y estimulación de la propia roca para propiciar el flujo de hidrocarburos.

• Exploratorios Exitosos.- Indicador que muestra la relación de pozos exploratorios productores que incorporan reservas entre el total de pozos terminados. A partir de 2007, PEMEX-Exploración y producción adopta la definición de Éxito exploratorio Comercial derivado de prácticas internacionales que evalúan el desempeño de la actividad exploratoria desde el punto de vista económico.

La presión de burbujeo es la presión a la cual la primera burbuja de gas aparece cuando disminuye la presión en el aceite bajosaturado. También es llamada presión de saturación, debido a que una pequeña disminución de dicha presión provoca que el aceite libere el gas disuelto que contiene.

La presión de rocío es la presión a la cual la primera gota de líquido aparece cuando disminuye la presión en el gas bajosaturado.

   Éstos se elaboran a partir de materias primas que tienen su origen en el petróleo crudo y el gas natural. Conforme a las reformas de la ley reglamentaria del artículo 27 constitucional en el ramo del petróleo, publicadas en el  Diario Oficial de la Federación el 13 de noviembre de 19, la categoría de productos petroquímicos básicos se constituye por aquellos derivados que sean susceptibles de servir como materias primas industriales básicas, que a continuación se enumeran. Estos productos solo pueden ser elaborados por la Nación, por conducto de Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios.

• Etano
• Propano
• Butanos
• Pentanos
• Hexano
• Heptano
• Materia prima para negro de humo
• Naftas
• Metano, cuando provenga de carburos de hidrógeno, obtenidos de yacimientos ubicados en el territorio nacional y se utilice como materia prima en procesos industriales petroquímicos.

PEMEX contabiliza además de los productos petroquímicos, los subproductos y otros productos que estrictamente no lo son conforme a la convención generalmente adoptada pero son elaborados en sus áreas petroquímicas.

   Ámbito geográfico correspondiente a la división administrativa de PEMEX- Exploración y producción. Las cabeceras regionales se ubican a lo largo de la costa del Golfo de México:

Poza Rica, Veracruz (Región Norte ).

Villahermosa, Tabasco (Región Sur ).

Ciudad del Carmen, Campeche (Región Marina Noreste y Región Marina Sureste ).

  La relación gas disuelto en el aceite o relación de solubilidad, Rs es definida como el volumen da gas disuelto en el aceite a ciertas condiciones de presión y temperatura en el yacimiento por cada unidad de volumen de aceite, medido ambos volúmenes a condiciones base. Este factor es solo para yacimientos de aceite y su gas disuelto.

  La relación gas aceite, son los metros cúbicos de gas producidos ( el cual considera gas disuelto y gas libre en el yacimiento) por cada metro cúbico de aceite producido, medidos ambos volúmenes a condiciones estándar. Las condiciones de separación como presión, temperatura y número de etapas, afectan el valor de dicha relación.

   Se definen como aquellas cantidades de hidrocarburos que se prevé serán recuperadas comercialmente de acumulaciones conocidas a una fecha dada. Es conveniente mencionar que todas las reservas estimadas involucran algún grado de incertidumbre.

   La comisión de valores de los Estados Unidos de América (SEC) permite que, en sus reportes a la SEC, las empresas de crudo y gas divulguen reservas probadas que hayan demostrado, por predicción actual o pruebas de formación concluyentes, que son, bajo condiciones económicas y operativas existentes, económicamente y legalmente producibles. Nosotros usamos ciertos términos en este documento, tales como reservas totales, reservas probables y reservas posibles, que los lineamientos de la SEC prohíben estrictamente utilizar en sus reportes.

   Cantidad de hidrocarburos estimada a una  fecha específica, en trampas perforadas o no perforadas, definidas por métodos geológicos y geofísicos, localizadas en áreas adyacentes a yacimientos productores en donde se considera que existen probabilidades de obtener técnica y económicamente producción de hidrocarburos, al mismo nivel estratigráfico donde existan reservas probadas.

   Volumen de hidrocarburos medido a condiciones atmosféricas que se puede producir económicamente con los métodos y sistemas de explotación aplicables en el momento de la evaluación, tanto primarios como secundarios.

   Cantidad de hidrocarburos estimada a una fecha específica en trampas no perforadas, definida por métodos geológicos y geofísicos, localizadas en áreas alejadas de las productoras, pero dentro de la misma provincia geológica productora, con posibilidades de obtener técnica y económicamente producción de hidrocarburos, al mismo nivel estratigráfico en donde existan reservas probadas.

 La saturación de fluidos es otra propiedad importante de la ingeniería de yacimientos, dado que es un parámetro necesario para determinar la cantidad de hidrocarburos contenidos en la roca. Por eso es necesario conocer los tipos y las cantidades de los fluidos que contiene el yacimiento, sean éstos aceite, gas y agua. La saturación es el volumen de un fluido que se encuentra adentro de los huecos de una roca, en relación con el volumen total de huecos o volumen de la roca almacenadora y se expresa en porcentaje o fracción.

  Es una magnitud física que mide la resistencia interna de un fluido que cambia su estado de movimiento, debido a la fricción de sus moléculas al deslizarse con respecto a otras.