Ingeniería de Yacimientos

Es el hidrocarburo gaseoso que ocurre como gas libre en un yacimiento a condiciones iniciales, en contacto con petróleo crudo comercialmente explotable.

Es la disminución en el volumen de la fase líquida del yacimiento, debido a la liberación de gas en solución (por disminución en presión), disminución en temperatura, o a ambos factores. Puede expresarse como porcentaje respecto al volumen en el yacimeinto (volumen inicial) o respecto al volumen en condiciones finales.

Se define como la superficie de sección horizontal triangular que forma el contacto agua petróleo lateralmente alrededor del pozo de petróleo. Se forma cuando la misma arena (formación) que produce agua a determinada distancia lateral de la zona de petróleo y debido a altas ratas de producción del pozo o empuje hidrostático marginal, el contacto agua petróleo avanza lateralmente hacia el pozo, formándose un contacto agua petróleo, cuya sección horizontal es de forma triangular. Similarmente al caso de conificación, podría en este caso determinársele Triangulación de agua. Cuando esto ocurre en dos o más pozos adyacentes, la sección horizontal del contacto agua petróleo entre dos pozos es de forma de lóbulo.

Término usado para indicar que las superficies de los granos de una roca (arena) entran preferencialmente en contacto con determinado líquido. Para expresar lo contrario se expresa no humectante.

Es un término usado en proyectos de inyección de agua en recuperación secundaria, definido como el volumen de agua necesario para llenar el espacio ocupado por gas libre en el yacimiento. El gas libre presente en el yacimiento se disuelve en el petróleo y el que no se disuelve se comprime a una fracción insignificante de su volumen inicial.

Es la fracción de volumen total de la roca dentro del área del arreglo que ha entrado en contacto con el fluido desplazante en el momento de la ruptura.

Es un modelo usado para estudiar el efecto de la razón de la movilidad de un fluido 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 del arreglo de los pozos que se desea estudiar. El fluido desplazante contiene un material que absorve los reyos X con lo cual el frente de inundación puede seguirse tomando diferentes películas con un aparato de rayos x.

Es un modelo usado para estudiar el efecto de la razón de movilidad sobre la eficiencia de barrido. En este modelo el flujo ocurre a través del espacio entre dos placas paralelas horizontales separadas por una distancia muy pequeña una de otra (0,03 a 0,04 pulg). Las dimensiones de las placas representan a escala la unidad mínima de arreglo de pozos que se desea estudiar. Al fluido desplazante se le agrega un colorante, lo que facilita seguir al frente de invasión, bien sea tomando fotografías o por trazos a mano en un papel transparente.

Es la zona situada detrás del frente de invasión, en un proceso de desplazamiento de petróleo por agua, donde la saturación de agua aumenta notablemente debido a la inyección de la misma.

Técnica que permite que disparos controlados desde la superficie abran orificios dentro del pozo para comunicar este con un reservorio. Fuente: http://quipu.uni.edu.pe/OtrosWWW/webproof/acade/fipp/lucioc/Glosario108.html

Es la máxima tasa de flujo que un pozo, teoricamente, puede proporcionar con una presión cero en la cara del reservorio. Fuente: http://quipu.uni.edu.pe/OtrosWWW/webproof/acade/fipp/lucioc/Glosario108.html

El ángulo al cual una formación buza o se inclina hacia abajo a partir de una horizontal. Fuente: http://quipu.uni.edu.pe/OtrosWWW/webproof/acade/fipp/lucioc/Glosario108.html

Es un tratamiento ácido en el cual una mezcla de ácido es circulada a través del pozo para limpiarlo. Fuente: http://quipu.uni.edu.pe/OtrosWWW/webproof/acade/fipp/lucioc/Glosario108.html

Los Líquidos del Gas Natural (LGN) se envían a las plantas de fraccionamiento, donde se obtiene por separado etano, propano, butano normal e isobutano, gasolina natural y nafta residual, que se almacenan en forma refrigerada y presurizada en recipientes esféricos. Fuente: PDVSA

Es el proceso al que se somete el Gas Metano Seco, con la finalidad de aumentarle la presión y enviarlo a sistemas de transporte y distribución para su utilización en el sector industrial y doméstico y en las operaciones de producción de la industria petrolera (inyección a los yacimientos y a los pozos que producen por Gas Lift. Fuente: PDVSA

Este proceso es al que se somete el gas natural rico libre de impurezas, con la finalidad de separar el gas metano seco (CH4) de los llamados “Líquidos del Gas Natural”, LGN, integrados por etano, propano, butanos, pentanos (gasolina natural) y nafta residual. Fuente: PDVSA

Es un paso previo a la fase de procesamiento, para eliminar las impurezas que trae el gas natural, como agua, dióxido de carbono (CO2), helio y sulfuro de hidrógeno (H2S). El agua se elimina con productos químicos que absorben la humedad. El H2S se trata y elimina en plantas de endulzamiento. Estas impurezas se recuperan y pueden ser comercializadas con otros fines. Fuente: PDVSA

Una vez en la superficie, el gas natural es sometido a un proceso de separación de líquidos (petróleo, condensado y agua) en recipientes metálicos a presión llamados separadores. Cuando se trata de gas libre, no asociado con el petróleo, este proceso no es necesario, y el gas va directamente al siguiente paso. Fuente: PDVSA

Consiste en llevar el gas desde los yacimientos del subsuelo hasta la superficie, a través de pozos productores. En el subsuelo, el gas se encuentra disuelto o en la capa de gas en los yacimientos de condensado –“Gas Asociado”- y en yacimientos de gas libre –“Gas No Asociado”-. Fuente: PDVSA

La presión de estos yacimientos se mantiene igual o superior a la presión de rocío retrógrada, no ocurre condensación retrógrada en el yacimiento. La composición de la mezcla de hidrocarburos producida no varía y el rendimiento de líquido en superficie permanece aproximadamente constate. Este comportamiento es similar al de los yacimientos de gas humedo. La presión de un yacimiento de gas condensado se mantiene por encima de la presión de rocío retrógrada cuando está asociado a un acuífero activo o está sometido a un proceso de mantenimiento de presión. Fuente: - Rojas, G. " Ingeniería de yacimientos de gas condensado".