1. BASICO DE GAS NATURALHIDROCARBUROS ESTABLES
Metano, etano, propano, iso-butano, normal-butano. ISO-pentano, normal-
pentano, y heptano, etc.; en algunos casos se puede detectar hasta do decano (C12).
IMPUREZAS O NO HIDROCARBUROS
Vapor de agua, Nitrógeno, Monóxido de Carbono, Dióxido de Carbono, Sulfuro de
hidrógeno, Dióxido de Azufre, Mercaptano, Sulfuro de carbonilo y helio, etc.
-.GAS SECO:
Es un gas natural que solo contiene hidrocarburos en forma gaseosa, por lo general tiene
un alto porcentaje de los hidrocarburos livianos. C1, C2.
-.GAS HÚMEDO
Es un gas natural que contiene compuestos pesados en forma de neblina (liquido).
-.GAS SATURADO
Es un gas natural que contiene el máximo de vapor de agua que puede absorber dicho
gas, a una determinada presión y temperatura.
GAS RICO:
Es un gas natural con alto contenido de compuestos pesados en forma gaseosa ( C3+) y
por lo tanto con alto poder calórico.
GAS POBRE
Es un gas natural con alto contenido de metano (C1), por encima del85% y por lo
tanto bajo poder calorífico.
GAS DULCE
Es un gas natural sin contenido de impurezas ácidas de Co2, H2S, etc. aunque
comercialmente se acepta hasta 0.25 granos/100 pcn, (1 lb = 7000 granos).
GAS AGRIO
Es un gas natural con impurezas ácidas de H2S, etc.
GLP
Es una mezcla de hidrocarburos en estado líquido, formada especialmente por propano
y butano, que se mantiene líquida a temperatura ambiental y presiones moderadas (>
200 lpcm), pero a condiciones ambientales es un gas.
GNL:
Es un gas natural licuado, que se mantiene en éstas condiciones a presión atmosférica y
– 162 °C, ocupando un volumen 600 veces menor, generalmente es un gas pobre con
alto porcentaje de metano.
GN:
Es una mezcla de hidrocarburos pesados, entre pentanos y heptano, que se mantiene
líquida a condiciones ambientales, estos hidrocarburos se obtienen del gas natural y se
les llama gasolina natural.

2. GNV
: Es un gas natural comprimido, que se mantiene en esas condiciones a temperatura
ambiental y alta presión, para ser usado como combustible para vehículos
EL GAS ASOCIADO
Se encuentra en formaciones geológicas consolidadas o no, asociado al petróleo de
formación, o bien en la parte superior del yacimiento. Se le llama RGP a la relación
matemática de pies cúbicos de gas a condiciones normales porcada barril de petróleo
producido.
EL GAS CONDENSADO
: Es una mezcla de hidrocarburos parafínicos livianos, que se mantiene líquida a
condiciones de yacimiento, pero a condiciones ambientales su estado es gaseoso.
EL GAS LIBRE:
Se encuentra en formaciones porosas, asociado solo al agua deformación, aunque
tradicionalmente por razones puramente comerciales se considera gas libre a aquel gas
que está asociado a hidrocarburos líquidos en una relación de: un barril o menos, de
líquido por cada cien mil pies cúbicos normales de gas (RGP 100.000).
PROPIEDADES EXTENSIVAS:
Son aquellas que dependen de la cantidad de la sustancia, tales como: longitud, volumen
(V), masa (m), peso, temperatura, calor.
PROPIEDADES INTENSIVAS:
Son características propias de la sustancia, independiente de la extensión que ocupe, son
ellas: solubilidad, punto de fusión, punto de ebullición, presión de vapor, viscosidad,
tensión superficial , volumen especifico, densidad, Las propiedades intensivas en su
rango de valores presentan en un punto
ciertas condiciones especiales, que se le llaman “propiedades intensivas críticas” y a
ese punto “Estado crítico” o “Punto crítico”.
PRESIÓN DE OPERACIÓN:
Es la presión a la cual se está llevando a cabo el proceso, (POP ).
PUNTO DE ROCÍO:
Es la temperatura a la cual comienza a condensarse el vapor de agua presente en el gas,
cuando la temperatura está declinando a presión constante,(Trocio).
FACTOR DE SUPERCOMPRESIBILIDAD:
Es la relación de volúmenes entre ungas real y el mismo considerado ideal, (Z).
GAS IDEAL
Es una sustancia que cumple con las siguientes condiciones: El volumen ocupado por
las moléculas es pequeño comparado con el volumen total delgas. Las colisiones entre
las moléculas del gas son elásticas. Entre las moléculas del gas no existen fuerzas de
atracción ni de repulsión. La sustancia no tiene un volumen definido, sino que ocupa
cualquier espacio disponible, variando su presión.

3. MECANISMO DE PRODUCCION.
Empuje que se producen de manera natural e inducida, entre estos mecanismos tenemos
la segregación gravitacional, empuje por capa de gas, empuje por gas en solución y
empuje por agua Segregación Gravitacional:
Este mecanismo de empuje por lo general hace que el gas que se libera del petróleo por
compactación vaya directamente hacia el tope del reservorio mientras que el petróleo
liquido vaya hacia el fondo verticalmente, este fenómeno ocurre por la permeabilidad
dela roca, esta permeabilidad debe ser alta para que las fuerzas gravitacionales superen
lo suficiente a las fuerzas viscosas. Para que la recuperación de hidrocarburos sea mayor
debe existir una capa de gas inicial en el yacimiento. Debido al alto buzamiento que
deben presentar estos yacimientos para que pueda ocurrir de manera optima la
segregación gravitacional, existe un proceso que hace que el gas se mueva hacia arriba y
el petróleo liquido hacia abajo pero teniendo en cuenta que el flujo de los mismo debe
ser paralelo al ángulo de buzamiento y no de manera perpendicular al mismo. Este tipo
de mecanismo suele ser el mecanismo de empuje más eficiente si no es visto desde el
punto de vista económico.
Empuje por capa de gas:
La presión inicial en el yacimiento debe ser equivalente a la presión que tiene el punto
de burbuja ya que el petróleo liquido y el gas deben estar en equilibrio. Este tipo de
mecanismo por lo general causa un desplazamiento del petróleo liquido hacia la
superficie y por ende un aumento en la producción del mismo debido a que
inicialmente se tiene una capa de gas inicial que hace que el petróleo tenga la máxima
cantidad posible de gas disuelto debido a esto cuando se reduce la presión el gas
disuelto se libera por lo cual la capa de gas generada aumenta causando un
desplazamiento gradual del petróleo. El reservorio debe presentar unas características
para que la expansión de la capa de gas producir mas petróleo dichas características son
las de que el petróleo o reservas en el yacimiento deben ser de tipo volátil o poco
viscosas, deben poseer una alta gravedad API, una diferencia notable entre la densidad
del petróleo y la del gas; la formación debe presentar alta permeabilidad y un alto
relieve en su estructura.
Empuje por gas en solución:
Es el principal mecanismos de empuje utilizado en los reservorios, la presión inicial en
el yacimiento debe ser mayor o igual a la del punto de burbuja, debido a la producción
la presión disminuirá velozmente hasta el punto de burbuja, en esta fase el gas esta
disuelto en el petróleo, mientras los niveles de presión siguen cayendo el gas se libera
dentro del reservorio haciendo que la saturación de gas supere los niveles críticos,
por lo tanto tiende a moverse. Como no se forma una capa de gas la permeabilidad
dentro del yacimiento debe ser pequeña para que el gas fluya libremente a través de los
poros de la roca y como consecuencia el petróleo liquido emerja y aumente así la
producción inicial de petróleo. Los hidrocarburos presentes en el reservorio deben ser
tener una alta gravedad API y una baja viscosidad, además la formación en donde se
encuentren estos yacimientos debe ser homogénea.
Empuje por agua:
En estos yacimientos por lo general no hay capa de gas, por lo tanto los niveles
depresión inicial deben ser superiores a los del punto de burbuja, como la presión se ve
disminuida por la producción de fluidos se genera un diferencial de presión en el
CAPO, esto hace que el agua contenida en ese yacimiento invada al reservorio de

4. petróleo, este influjo además de mantener los niveles de presión alcanzados hace que el
petróleo que se encuentra en la parte ya invadida tenga un desplazamiento gradual hacia
los niveles de menor presión, por consecuencia los niveles de producción aumentan
debido a este mecanismo de producción
.La solubilidad del gas en el petróleo crudo depende de: a)
Presión b) Temperatura c) Composición del gas y del petróleo. Para un mismo gas y
petróleo tenemos:
Para una temperatura constante
: La cantidad de gas en solución aumenta conforme se incrementa la presión.
Para una presión constante
: la cantidad de gas en solución disminuye a medida que la temperatura aumenta
Para determinada presión y temperatura
: La cantidad de gas en solución aumenta a medida que las composiciones del gas y del
petróleo se asemejan, es decir, es mayor engases de alta y en petróleos de baja gravedad
especifica, o sea, en petróleos de alta gravedad API.
Acotación:
El gas es infinitamente soluble en el petróleo, la cantidad de gas esta solamente limitada
por la presión o por la cantidad de gas disponible.
Estado saturado y subsaturado del petróleo
Se dice que un petróleo crudo está saturado con gas a cualquier presión y temperatura
sial reducir ligeramente la presión se libera gas de la solución. Inversamente, si no se
libera gas de la solución se dice que el petróleo esta subsaturado(o no saturado) a esa
presión.
Acotaciones:
- El estado subsaturado implica que existe una deficiencia de gas y si hubiera existido
suficiente gas, el petróleo se encontraría en un estado saturado a esa presión.
- El estado subsaturado
Implica que no existe gas libre en contacto con el petróleo, es decir no hay capa de gas.
Yacimiento:
Acumulación de hidrocarburos en el interior de la tierra que se origina cuando las rocas
en el subsuelo presentan condiciones adecuadas de forma y compactación para que estos
compuestos químicos queden atrapados. Existen yacimientos de petróleo, gas, o
combinación de ellos
Yacimiento Saturado:
Petróleo en el cual no se pueden disolver cantidades adicionales de gas natural.
Yacimiento No Saturado:
Petróleo en el cual se pueden disolver cantidades adicionales de gas natural

5. De acuerdo con los volúmenes de gas o petróleo que contienen los yacimientos
sede nominan:
Yacimientos de Petróleo:
En éstos el petróleo es el producto dominante y el gas está como producto
secundario disuelto en cantidades que dependen de la presión y la temperatura
del yacimiento. Reciben el nombre de yacimientos saturados* cuando el
petróleo no acepta más gas en solución bajo las condiciones de temperaturas y
presión existentes, lo que ocasiona que cualquier exceso de gas se desplace
hacia la parte superior de la estructura, lo que forma una capa de gas sobre el
petróleo.
En yacimientos de petróleos no saturados* también se desarrolla la capa de
gas por los vapores que se desprenden en el yacimiento al descendentes la
presión. La mayor parte del gas natural producido en Venezuela hoy en día,
proviene de yacimientos de gas en solución
Yacimientos de Gas-Petróleo:
Son aquellas acumulaciones de petróleo que tienen una capa de gas en la
parte más alta de la trampa. La presión ejercida por la capa de gas sobre la del
petróleo es uno de los mecanismos que contribuye al flujo natural del petróleo
hacia la superficie a través de los pozos. Cuando baja la presión y el petróleo
ya no puede subir espontáneamente, puede inyectarse gas desde la superficie
a la capa de gas del yacimiento, aumentando la presión y recuperando
volúmenes adicionales de petróleo

6. Yacimientos de Condensados:
En estos yacimientos de hidrocarburos están en estado gaseoso, por
características específicas de presión, temperatura y composición. El gas está
mezclado con otros hidrocarburos líquidos; se dice que se halla en estado
saturado. Este tipo de gas recibe el nombre de gas húmedo*.Durante la
producción del yacimiento, la presión disminuye y permite que el gas se
condense en petróleo líquido, el cual al unirse en forma de película a las
paredes de los poros queda atrapado y no puede ser extraído. Esto puede
evitarse inyectando gas a fin de mantener la presión del yacimiento
Yacimientos de Gas Seco:
En éstos el gas es el producto principal. Son yacimientos que contienen
hidrocarburos en su fase gaseosa, pero al producirlos no se forman líquidos por
los cambios de presión temperatura. El gas se genera gracias a un proceso de
expansión, parecido al que ocurre en las bombonas, donde la cantidad de gas
está relaciona da con la presión del embace
Yacimientos de Gas Asociado:
El gas que se produce en los yacimientos de petróleo, el gas-petróleo y de
condensado, recibe el nombre de gas asociado*, ya que se produce
conjuntamente con hidrocarburos líquidos. El gas que se genera en
yacimientos de gas seco* se denomina gas no asociado o gas libre* y sus
partes líquidas son mínimas

7. METODOS DE PRODUCCION DETERMINAR EL COMPORTAMIENTO DE
AFLUENCIA EN FUNCIÓNDEL TIEMPO.
Para la construcción del modelo de afluencia el Ingeniero de Optimización debe
tener una idea clara de la capacidad de producción del pozo o afluencia. Esta
describe el comportamiento del yacimiento y de las fuerzas que mueven los
fluidos hacia el pozo. Para lo cual se requiere conocer:
DATOS DE YACIMIENTO
Presión estática del yacimiento.
Presión de burbujeo.
Viscosidad del petróleo.
Profundidad del intervalo abierto.
Tasa de producción estimada.
Temperatura del yacimiento
Gravedad específica del fluido
Gravedad del gas.
Volumen de gas en solución.
Declinación.
Reservas.
DATOS DE PRODUCCIÓN
Presión de tubería en superficie.
Relación gas petróleo.
Porcentaje de agua y sedimentos.
Gravedad API.
Manejo de fluidos indeseables (arena, emulsiones, gas, H2S, etc.)
Presión de fondo fluyente (por registros de producción o correlaciones).
Tasa de producción. La información de los datos de yacimiento y producción,
serán validados conjuntamente por el Ing. de Desarrollo de Yacimiento y el Ing.
de Optimización. Se obtendrán desde el Modulo POZO del sistema Centinela.

8. DATOS DE COMPLETACIÓN
Profundidad y desviación del pozo.
Diseño de revestidores (profundidad, peso y diámetro).
Diámetro, peso y profundidad de tubería de producción. Se requiere el
desarrollo/homologación de una aplicación contentiva de la información de
completación que permita la automatización de la construcción del modelo de
pozo (PRAP).
CONSTRUCCIÓN DE LA CURVA IPR/IP
Para predecir el comportamiento de afluencia del pozo, se conocen dos técnicas:
Método del Índice de Productividad Método de la IPR (Inflow Performance
Relationship)
Método del Índice de Productividad:
Índice de Productividad se define como la cantidad de barriles de fluido por día que se
producen por cada lpc de reducción de presión.
Pwf PsQIP
L
Donde Ps es la presión estática de yacimiento, y Pwf la presión de fondo fluyente.Este
método es válido para yacimientos que producen por encima de la presión deburbujeo,
Pb
.
Método de la IPR (Inflow Performance Relationship):
Cuando un yacimientoproduce por debajo de la presión de burbujeo,
Pb
, la relación de productividad no eslineal.Para yacimiento con esta condición, se
desarrollo una ecuación dimensional quedescribe la relación entre las tasas y las
presiones, la cual se conoce con el nombre deEcuación de Vogel.
2
8.02.01
 
 
PsPwf PsPwf QQ
maxL
Donde,
max
Q
representa la tasa de flujo cuando la presión fluyente se hace igual a cero.
P
wf
/P
s
Q
L/
Q
max
Curva de Vogel para desempeño de Afluencia

10. Predicción de la IPR en el tiempo
El proceso de definición de métodos de producción no esta completo si no se
considerael comportamiento del pozo, o grupo de pozos en el tiempo. Para realizar
estepronostico es necesario visualizar como varia la presión del Yacimiento con
respecto ala tasa de extracción. Esta gráfica se conoce como Ps Vs. Np, donde Np
representa laproducción acumulada del Yacimiento.Esta gráfica nos permite estimar la
Ps en diferentes momentos en el tiempo y construirsu respectiva curva de IPR. Es
posible representar estas curvas en una sola gráfica comouna familia de curvas. La
intersección de la efluencia correspondiente a cada métodocon la familia de curvas nos
permitirá determinar las oportunidades de cambio demétodo, seleccionando aquel que
nos permita explotar racionalmente el yacimiento, esdecir, maximizar su recobro con un
mínimo de inversiones y costos de operación.
P
s
N
p
N F G L BESBMCBCP
Variación de la Ps en el tiempo respecto a la producciónacumulada del yacimiento
ANÁLISIS PRELIMINAR DE MÉTODOS DE PRODUCCIÓN FACTIBLE
Una verdadera optimización de la producción sé logra cuando el método de
producciónarmoniza con las condiciones del yacimiento y las de superficie. Tratar de
explotar uncampo con un método de producción inadecuado, podría originar resultados
ineficientesen el proceso, por lo tanto el análisis preliminar contempla el cotejo de
lascaracterísticas del pozo o campo con las propias del método derivadas de su principio

11. deoperación y sus componentes. Todo esto determina los niveles de inversiones
necesariosy sus respectivos costos de operación y mantenimiento en el tiempo.