TALLER 2. INGENIERIA DE YACIMIENTOS

Daniel Aramburo Jose García Zwanny Escandar Claudia Alfonso Camila Arango 1. ¿Cuál es la diferencia básica entre los términos: HIDROCARBURO INPLACE, RESERVAS y TASA? Hidrocarburo in place es el volumen total de hidrocarburos que se encuentran inicialmente en el yacimiento, sin la evaluación económica y técnica para la extracción mientras que las reservas es el volumen de hidrocarburos evaluados económica y técnicamente para la extracción del mismo (Teniendo en cuenta el Factor de Recobro) y la tasa es el volumen de hidrocarburos que se producen en un periodo de tiempo determinado. 2. ¿Cuál es la diferencia fundamental entre el Método de Cálculo Volumétrico y el Método por EBM? El método volumétrico, nos permite predecir una cantidad aproximada de

hidrocarburos contenidos en un yacimiento, y el cálculo se hace mediante

parámetros como el volumen de roca, la porosidad y la saturación de los fluidos.

Para determinar el volumen, es necesario conocer el área y el espesor del

yacimiento.

La ecuación de Balance de materia EBM, por su parte, tiene el mismo fin,

determinar los hidrocarburos iniciales en el yacimiento, pero esta tiene en cuenta,

además, hallar la intrusión de agua cuando se conoce N o G, predecir el

comportamiento y recobro final y evaluar factores de recobro. La EBM se

diferencia del método volumétrico en que puede ser utilizada al principio de la

vida productiva del reservorio, después de algún desarrollo y también durante la

producción. Además tiene la ventaja de que con un historial de producción

significante, puede identificar el mecanismo de empuje del reservorio.

3. ¿Cuáles son los principales mecanismos de manejo energético de un yacimiento? Explíquelos. La producción inicial de hidrocarburos utiliza en gran forma la energía natural del yacimiento lo que se conoce como producción primaria, en la que el petróleo y el gas son desplazados hacia los pozos productores a través de los siguientes mecanismos:

I. Empuje por gas en solución (FR≈70-80%) Se presenta en yacimientos cuya presión inicial es mayor a la presión de burbuja, y consiste en que los fluidos gaseosos disueltos en el petróleo ayudan en la producción cuando intentan liberarse del crudo generando una fuerza de empuje. II. Empuje por capa de gas (FR≈15-30%) Se presenta en yacimientos cuya presión inicial es menor a la presión de burbuja en los cuales la capa de gas inicial genera un empuje presentando un buen barrido al aceite y un porcentaje alto de gas en superficie. III. Empuje por acuífero activo (FR≈30-50%) Se presenta debido a la disminución de presión en el yacimiento, originando la expansión de un acuífero subyacente, desplazando de esta manera el petróleo hacia pozos productores. IV. Empuje por drenaje gravitacional (FR≈40-80%) Se presenta principalmente en yacimientos que presentan un buzamiento y se debe q que la fuerza gravitacional supera a la fuerza de la viscosidad del fluido haciendo que este se fluya por los capilares de la roca. V. Empuje por expansión de roca y fluido (FR máx. 20%) Se presenta cuando la roca sello compacta a la roca reservorio y debido a esta presión los poros se van compactando haciendo salir el fluido de ellos. Para que este empuje sea posible, la compresibilidad de la roca yacimiento debe ser alta. El uso de inyección gas natural o de agua, denominado producción secundaria, tiene el propósito de mantener la presión del yacimiento a través de la adición de energía a este. Existen otros procesos de desplazamiento llamado recuperación terciaria y mejor referida como recobro realzado, los cuales se desarrollaron para cuando los procesos secundarios resultan inefectivos; además de adicionar energía al yacimiento, este proceso considera cambios en las propiedades de la roca o del fluido. 4. Indique cuales son los dos factores de los que depende la velocidad de producción de un campo. Los factores de los que depende la velocidad de producción son la presión del yacimiento ya que a partir de este dependerá si un yacimiento tiene la facilidad de producir de forma natural o requerirá de un proceso de producción secundario en el que se aumente la presión y la velocidad de producción. Otro factor del que depende la velocidad de producción es índice de productividad por que a partir de este se puede estimar la capacidad o habilidad de producir los hidrocarburos presentes en el yacimiento.

5. ¿Cuáles son los dos tipos de modelos que la ingeniería de yacimientos suelen utilizar para predecir el comportamiento de un yacimiento? La predicción del comportamiento y el recobro final de un yacimiento se realiza a través de cinco métodos principales: el de Schilthuis, el de Tarner, de Tracy, de Muskat y de Pirson. Pero esta principalmente se realiza a través del análisis de dos modelos: Modelo estático es aquel que representa las propiedades de un yacimiento que no varían en función del tiempo, como es el caso de la permeabilidad, porosidad, espesor, topes, limites, fallas, ambiente de sedimentación, continuidad vertical y lateral de las arenas, petrofísicas litología y límites de la roca, que unidos a pruebas de yacimientos (datos de presión, producción), permiten definir con mayor claridad el yacimiento. Modelo dinámico tiene como propósito investigar, desarrollar y adecuar metodologías que expliquen la interacción dinámica del sistema roca-fluido del reservorio, tratando de reflejar y comprender de la mejor manera como se desplazan los fluidos a través de las rocas. Los parámetros que se obtengan servirán para alimentar los modelos de simulación numérica de reservorios, integrando de manera congruente el modelo estático. 6. ¿Cuáles son las principales fuentes de datos en ingeniería de yacimientos? Los análisis PVT son las principales fuentes de datos para la ingeniería de yacimientos. Cuando se analizan pruebas PVT existe un porcentaje de esas pruebas que resultan no ser útiles debido a que pudiera haber contaminación de los recipientes donde se toman las muestras, mala toma de la muestra o inestabilidad de la producción a nivel de toma de muestreo, entre otros problemas. Es por ello que en el análisis PVT se debe considerar sumamente importante los datos que se están registrando de modo que éstos sean bastante representativos y de esta manera nos den la seguridad de un desarrollo óptimo del campo petrolífero o gasífero. Para tener la certeza de que el muestreo es representativo, se hace una validación exhaustiva tomando en cuenta todos los parámetros del yacimiento medidos durante la toma de muestras (ej. presión estática, presión fluyendo, etc.) 7. ¿Cómo el funcionamiento de un simulador de yacimientos se asemeja al modelo de tipo tanque? ¿Cómo se diferencia del mismo? El funcionamiento de un simulador de yacimientos se asemeja a un modelo tipo tanque cuando el simulador es de cero dimensiones, a este modelo se le conoce también como modelo tanque o de balance de materia. Se dice que es un modelo cero dimensiones debido a que las propiedades petrofísicas, las propiedades de

los fluidos y los valores de presión no varían de un punto a otro a lo largo de todo el yacimiento. Se le llama también balance de materia debido a que al realizar los cálculos lo que se hace es precisamente esto, un balance entre los fluidos que entran y los fluidos que salen del yacimiento. Este modelo de cero dimensiones es la base de todos los modelos existentes y tiene la particularidad de que en el no pueden colocarse pozos, lo que sí es posible en los simuladores de más dimensiones. El uso que se le da a este modelo es:

Estimar el volumen original de aceite en un yacimiento

Calcular la entrada de agua

Calcular la presión del yacimiento Un simulador de yacimientos se diferencia del modelo tipo tanque cuando las propiedades petrofísicas, las propiedades de los fluidos o los valores de presión varían de un punto a otro a lo largo de todo el yacimiento, por lo que se hace necesario emplear un simulador de 1 o más dimensiones. 8. ¿Por qué es importante para obtener los valores exactos de presión de los pozos? ¿Cuál es la diferencia entre el valor de la presión requerida por el modelo de yacimientos y la requerida por un simulador de yacimientos? Es importante tener los valores exactos de presión de los pozos debido a que estos son los valores que se introducen al simulador de yacimientos y la exactitud en la medida determina en cierta manera la correcta simulación de los parámetros del yacimiento. La diferencia de la presión que se requiere en un modelo de yacimientos y un simulador es que la presión en los modelos de yacimientos es una sola, por lo general es una presión promedio del yacimiento, es decir, se considera un modelo estático, en el que para cada instante de tiempo la presión es homogénea en el espacio. Por otra parte, en un simulador de yacimientos se requieren las presiones registradas en cada uno de los pozos, ya que si el simulador es de 1 o más dimensiones este considera los cambios en las propiedades con el espacio. 9. De al menos dos ejemplos (concretos) de en qué casos, la extracción de hidrocarburos deja de ser un proceso isotermo.

Un proceso en el que cambia la temperatura durante la extracción de fluidos es cuando se realiza una producción secundaria sobre el yacimiento, debido a que en el momento en el que se le inyectan a este otros fluidos (gas o agua) la temperatura se ve afectada.

En el fracturamiento hidráulico, la extracción de hidrocarburos deja de ser un proceso isotérmico debido a que al aplicar un fluido a alta presión sobre el yacimiento la temperatura de este puede cambiar ya que el fluido

fracturante, el fluido de relleno y el apuntalante pueden entrar en contacto con la formación con una temperatura distinta a la que esta se encontraba.

10. ¿Qué ecuación se considera la ecuación de movimiento en ingeniería de yacimientos? La ley fundamental del movimiento de fluidos en el medio poroso es la ley de Darcy, la expresión matemática desarrollada por Henry Darcy en 1856 establece que la velocidad de un fluido homogéneo en un medio poroso es proporcional al gradiente de presión e inversamente proporcional a la viscosidad del fluido. Para un sistema lineal horizontal la relación es:

Donde v es la velocidad aparente en cm/s, q es el flujo volumetrico en cm3/s y A es la sección de Area transversal de roca en cm2

La ecuación puede ser solucionada para diversas direcciones de flujo

a. Flujo linear de fluidos incompresibles

b. Flujo radial de fluidos incompresibles

11. ¿Cuáles son los parámetros de la ecuación para cálculo de GOR? La relación Gas/Petróleo (GOR) se define como el volúmen pies cúbicos a condiciones normales (SCF) de gas entre el volumen de petróleo a condiciones estándar (STB) recuperados a un tiempo determinado.

Condiciones Estándar: Temperatura: 60º F Presión: 14,7 psi

12. ¿Cuáles son las limitaciones de la ley de Darcy?

La ley de Darcy es aplicable solo si se cumplen las siguientes condiciones

Flujo laminar: Si el número de Reynolds es mayor que uno no es aplicable. Para flujo turbulento, que se produce a altas velocidades, el gradiente de presión aumenta en mayor porcentaje que la tasa de flujo y, por lo tanto, la aplicación de la ley de Darcy puede dar lugar a errores graves, haciéndose necesario realizar una modificación en la ecuación.

Flujo continuo

Fluidos incompresibles

Formación homogénea: No existe reacción entre el fluido y la roca. 13. Exponga los términos generales de una EBM.

La ecuación general de Balance de materiales se basa principalmente en el principio de conservación de la masa y mediante este e involucra tres aspectos fundamentales que se relacionan con el volumen de petróleo en el yacimiento de la forma que el volumen de petróleo remanente o restante en el yacimiento será

igual al volumen de petróleo original o total en el reservorio menos el volumen de petróleo producido.

Np = Petróleo producido acumulado, STB N = Petróleo original in-situ, STB G = Gas inicial en el yacimiento (PCN) Sw = Saturación de agua, fracción m = volumen inicial de la capa de gas/volumen de la zona de petróleo

We = Intrusión acumulada de agua, STB Gp = Gas producido acumulado, PCN Wp = Agua producida acumulado, STB Rp = Relación gas-petróleo acumulada, Gp/Np, PCN /STB Rs = Relación gas-petróleo, PCN/STB ßt, ßw = Factor volumétrico de formación del petróleo y del agua, BBL/STB ßg = Factor volumétrico de formación del gas, f3/PCN cw, co, cg = Compresibilidad del agua, del petróleo y de gas, 1/psi cf = Compresibilidad del volumen poroso, 1/psi P = Presión estática del yacimiento, psia ΔP = Pi – P, psia pi = Presion inicial

14. Identificar los diversos términos de expansión en la EMB y sus fuentes. Si se adecúa la EBM de esta forma:

Se puede decir que:

Vaciamiento=Expansión del Petróleo y el Gas en Solución + Expansión del Gas de la Capa de Gas + Expansión del Agua Connata + Reducción del Volumen Poroso + Influjo de Agua del Acuífero En donde:

Expansión del Petróleo Volumen producido por expansión del líquido a Condiciones de Yacimiento

N (βo - βoi)

Expansión del Gas en Solución Gas en Solución Inicial a Condiciones de Estándar

N Rsi Gas en Solución Inicial a Condiciones de Yacimiento

N Rsi βg Gas en Solución a Condiciones de Yacimiento

N Rs βg Volumen por Expansión del Gas en Solución a Condiciones de Yacimiento

N (Rsi - Rs) βg

Expansión del Petróleo y del Gas en Solución Volumen por Expansión del Petróleo y del Gas en Solución a Condiciones de Yacimiento

N [βo - βoi + (Rsi - Rs) βg]

Expansión de la Capa de Gas Volumen por Expansión del Gas en la Capa de Gas a Condiciones de Yacimiento

Expansión del Agua Connata y Reducción del Volumen Poroso Volumen Total por Expansión del Agua Connata y Reducción del Volumen Poroso a Condiciones de Yacimiento

15. ¿Cuáles son las principales ventajas y desventajas de la MBE? Ventajas Puede utilizarse para - Estimar el petróleo (POES) y el gas (GOES) en sitio - Estimar el tamaño de la capa de gas. - Estimar presencia, tipo y tamaño de un acuífero. - Predecir el comportamiento de presión conociendo la historia de presión del yacimiento. - Estimar las profundidades de los contactos agua petróleo, Gas-petróleo y agua-gas. - Predecir el comportamiento futuro de los yacimientos. Desventajas. - Supone constante la temperatura del yacimiento, esto es, que en el proceso de producción no ocurre un cambio considerable de temperatura. - Considera que existen condiciones de equilibrio en el yacimiento en cualquier tiempo, es decir, supone que la presión es uniforme, y en consecuencia las propiedades de los fluidos en cualquier tiempo no varían con su ubicación en el yacimiento. Esto significa que los efectos de la caída de presión alrededor del pozo no

se tienen en cuenta y que la saturación de líquido es uniforme a través de la zona de petróleo. - Las propiedades PVT disponibles deben ser representativas del yacimiento y relacionar la producción con los datos de su vaciamiento. - Supone que la producción es totalmente una consecuencia de la liberación del gas en solución y de la expansión del gas liberado por el petróleo y de una capa de gas inicial, cuando disminuye la presión del yacimiento. Esto incluye la hipótesis de que no hay inyección de fluidos, que el agua es inmóvil. - No considera el factor geométrico del yacimiento, ya que resulta casi imposible determinar la distribución de los fluidos en la estructura. - Requiere cierto grado de explotación del yacimiento a fin de disponer de suficientes datos de producción y de presión. - Generalmente, tanto para yacimientos de gas seco como para yacimientos de petróleo, el factor volumétrico del agua en la formación y la solubilidad del gas en el agua se consideran iguales a 1 y 0 respectivamente. 16. ¿Qué cantidades definen el estado de los gases?

La presión: La presión como fuerza por unidad de área, a mayor presión, las moléculas de gas van a tender a estar más juntas.

El Volumen: Los gases adoptan el volumen del recipiente que los contiene, a mayor volumen, menor presión.

La temperatura: A mayor temperatura, incrementa la energía cinética de las

moléculas del gas, produciendo una mayor velocidad y por tanto mayor presión.

La cantidad de moléculas: El número de moléculas del gas contenidas (expresadas en moles) en un recipiente determina la presión ejercida por el gas sobre el mismo, de tal forma que con un volumen constante, a mayor cantidad de moléculas, mayor presión.

17. ¿Cuál es la ecuación de estado de un gas ideal?

La ecuación que describe normalmente la relación entre la presión, el volumen, la

temperatura y la cantidad (en moles) de un gas ideal es:

Donde:

= Presión absoluta

= Volumen

= Moles de gas

= Constante universal de los gases ideales

= Temperatura absoluta

18. ¿Cómo influjo de agua afecta la gráfica de p/Z vs GP? La aplicación de (P/z) en función de Gp, en el análisis de un yacimiento con un mecanismo de empuje por gas en solución sin entrada de agua, es

particularmente útil para proveer un estimado del gas in situ extrapolando los datos de producción iniciales.

Si la variación de los datos de campo no muestran una línea recta, esto puede indicar que existe una intrusión de agua (aumenta la presión) o agotamiento del acuífero (por transporte de fluidos a otro yacimiento).

19. ¿Cuál es el mecanismo más eficiente para la recuperación de un yacimiento de gas? ¿Por qué? El mecanismo más eficiente para la recuperación de un yacimiento de gas es la expansión de gas ya que el gas libre en un yacimiento de gas se expande para reemplazar los hidrocarburos producidos. La presión cae en proporción al volumen de hidrocarburos removidos del yacimiento. Estos yacimientos con este tipo de

empujes tienen en su mayoría un acuífero limitado y una eficiencia de recuperación promedio del orden de 20 a 40 % del petróleo original en sitio. Existen otros tipos de empuje con mejores factores de recobro pero para un yacimiento de gas el mejor mecanismo de recuperación es el de expansión del gas. Además el gas cumple con características como baja viscosidad del petróleo y alta gravedad API del petróleo 20. ¿Por qué es importante mantener la presión de un yacimiento de gas condensado por encima del punto de rocío? Es importante mantener la presión de un gas condensado o retrogrado ya que cuando entra en la región de dos fases se condensa el líquido del fluido del yacimiento en forma de rocío. Debido a esta condensación, la fase gaseosa disminuirá su contenido líquido. Como el líquido condensado se adhiere al material sólido o paredes de los poros de la roca, permanecerá inmóvil que conduce a una disminución en la permeabilidad efectiva al gas en el pozo y a la pérdida de productividad asociada a la acumulación de condensado que no deja fluir el gas. A continuación se muestra el comportamiento de este tipo de yacimientos: Con la anterior imagen se puede observar que para mantener el los fluidos del yacimiento en una fase, y así evitar la liberación de componentes pesados en el líquido, es necesario mantener la presión por encima de punto de rocío. 21. Describir cómo se prevé la formación de depósitos de condensado en un yacimiento. La presencia de un bloque de condensado se detecta inicialmente por una declinación de la productividad, su presencia a menudo se determina mediante pruebas de presión transitoria. El comportamiento a corto plazo en la prueba de presión transitoria refleja las condiciones existentes en la región vecina al pozo. el bloque de condensado se detecta por la presencia de un gradiente de presión más pronunciado cerca del pozo. Con tiempos de prueba más prolongados la permeabilidad efectiva del gas lejos del pozo domina la respuesta (la permeabilidad se puede determinar a partir de la cuerva de la derivada del cambio de presión en un gráfico doble-logarítmico de los cambios de pseudo-presión y tiempo de cierre). Si la prueba se prolonga suficiente tiempo las propiedades de flujo lejos del pozo serán evidentes. Es importante también la determinación de las propiedades de los fluidos. La composición de los fluidos se determina obteniendo una muestra representativa de fluido de yacimiento. Se pueden tomar muestras de superficie, recolectando muestras de líquido y gas desde los separadores de prueba y de producción luego las pruebas se recombinan en un laboratorio. También es conveniente tomar las

pruebas del fondo de yacimiento si la presión de yacimiento está por encima del punto de rocío, estas pruebas deben tomarse con sumo cuidado. 22. ¿Cómo se mantiene la presión en los yacimientos de condensado? ¿Qué se entiende por recirculación de gas? Se han tratado diversos métodos para mantener la presión en yacimiento o para recuperar esta presión. Un método para mantener la presión en yacimiento consiste en la inyección de gas seco en una formación para mantener la presión de yacimiento por encima del punto de rocío desplazando lentamente las fracciones pesadas que aún se encuentran en solución en el gas del yacimiento. Con el tiempo el yacimiento es purgado, es decir, el gas seco es producido a una presión de fondo baja. La reciculación o reiyección de gas se entiende como un proceso en el cual el gas producido es reinyectado al yacimiento después de haberle generado condensado en superficie y haber separado las fases. Este proceso se realiza para mantener la presión del yacimiento y para impedir que el condensado se "condense" dentro del yacimiento y después se dificulte recuperarlo. 23. ¿Cuáles son las ventajas y desventajas de mantener la presión de un yacimiento, bien sea por irrupción activa de agua o por inyección? Ventajas. Las ventajas de que la presión se mantenga más o menos constante es que la tasa de declinación en la producción para todos los pozos será muy baja, por lo que el IP será bastante alto durante buena parte de la vida productiva del yacimiento. Desventajas: La entrada de agua al yacimiento, ya sea por irrupción activa de agua o por inyección altera la saturación de fluidos del yacimiento, generalmente aumentando la saturación de agua. Lo anterior causa que la permeabilidad relativa al petróleo disminuya y por lo tanto que la saturación de aceite crítica sea mayor y la movilidad del petróleo menor.

A mayor Sw menor es el Kro, por lo que la movilidad del petróleo disminuye con la intrusión de agua. 24. Defina que es un yacimiento anormalmente presionado. Un yacimiento anormalmente presionado es aquel en el que la presión anormal de formación es mayor que la presión normal (formaciones con presión de poro equivalentes a la presión hidrostática del agua intersticial, P >0.465ppg), también es conocida como sobre-presionada y algunas veces Geo- presurizada. Las presiones de formación anormalmente altas son causadas por la subcompactación de lutitas, diagénesis de arcilla, actividad tectónica (fallamientos, domos salinos, etc.) diversas características estructurales (roca impermeable sobre un yacimiento de gas) y a migración de fluidos. 25. ¿Cuándo en un yacimiento de gas se puede utilizar la gráfica de p/Z vs Gp para calcular el gas inicial en el lugar y la producción acumulada vs presión? En un yacimiento de gas se puede utilizar la gráfica de p/Z vs Gp para calcular el gas in situ extrapolando la recta hacia el cruce con el eje Y. esto se realiza para yacimientos volumétricos en los cuales no se tiene intrusión de agua y por tanto We=0 y Wp=0. Además se asume que el yacimiento es isotérmico.

Teniendo: G Bgi+Gp Bg-G Bg=We-Bw Wp=0 Bg=0,028 zT/P Reemplazando y despejando obtengo: P/z=Pi/zi-Pi/zi Gp/G A partir de esta ecuación se grafica P/z VS Gp y el corte con el eje Y será el gas inicial in situ. 26. Definir el mecanismo de producción por gas en solución. ¿Cuáles son las fases de la producción que se puedan producir en este tipo de yacimientos? En un reservorio de empuje por gas la energía para empujar el petróleo al hoyo es proporcionada por la expansión del gas en solución en el petróleo. Cuando la presión cae debajo del punto de burbuja en el yacimiento, se forman pequeñas y dispersas burbujas de gas en los poros, que también empujan al petróleo hacia el hoyo. A unos 5-10% de gas libre en el reservorio, las burbujas se unen y el gas se mueve hacia el hoyo como una fase fluyente separada. Cuando esto ocurre, la producción de crudo cae y la producción de gas aumenta rápidamente debido al aumento de la permeabilidad relativa al gas. Fases: Si se asume que la presión inicial esta sobre la presión del punto de burbuja, entonces la presión como consecuencia de la producción declinará rápidamente hasta el punto de burbuja. Durante este periodo, todo el gas en el reservorio permanece en solución. Una vez que la presión ha declinado hasta la presión del punto de burbuja, la producción adicional causará que esta decline por debajo del punto de burbuja con la consiguiente expansión o liberación de gas libre en el yacimiento. Se crea una capa de gas secundaria. Después de que la saturación de gas excede la saturación crítica, este se hace móvil. Sobre la base de esto el gas libre fluirá en el reservorio y permitirá que se incremente el GOR observado en los pozos. 27. ¿Cómo varía el recobro final en yacimientos de gas en solución? El factor de recobro final para yacimientos de gas en solución varía de 5 al 30% (Ahmed, 2006). Los factores que tienden a favorecer una alta recuperación incluyen alta gravedad API del crudo (baja viscosidad), alto GOR de solución y homogeneidad de la formación.

28. Indique las tres fases más importantes en el comportamiento del GOR de un yacimiento de gas en solución.

- Pi>Pb, la presión como consecuencia de la producción declina rápidamente hasta el punto de burbuja. Todo el gas en el reservorio permanece en solución, luego el GOR es constante.

- P=Pb, la producción adicional causará que la presión decline por debajo del punto de burbuja creando una capa de gas secundaria, el GOR aumenta.

- Sg>Sgc, el gas se hace móvil, fluye en el reservorio y disminuye el GOR.

Figure 11-2. Production data of a solution-gas-drive reservoir. (After Clark, N. J., Elements of Petroleum Reservoirs, SPE, 1969.)

29. ¿Cuáles son las principales ventajas de tener un mantenimiento de presión inicial por inyección de agua cuando la presión está en o cerca de Pb (es decir, no hay gas libre presente)? El mantenimiento de la presión por encima del punto de burbuja garantiza que no

se forme una capa de gas secundaria, evitando que el GOR no aumente de tal

forma que se genere un flujo multifasico en el yacimiento y requieran facilidades

en superficie para su el manejo del gas producido.

30. ¿Qué factor de recobro se podría esperar de un mecanismo de producción por gas en solución? El factor de recobro promedio para yacimientos con mecanismo de empuje gas en solución es de 20 % (Escobar, s.f.). 31. ¿Cuál es el efecto de una capa de gas en la presión del yacimiento, el recobro y el GOR?

Debido a la expansión del gas en la capa, estos reservorios se caracterizan por una declinación baja en la presión, el grado de mantenimiento de la presión depende del volumen de la capa de gas comparado con el volumen de aceite.

El GOR se incrementa constantemente en pozos estructura arriba. A medida que la capa de gas se expande a los intervalos productores de los pozos, el GOR de los pozos afectados se incrementa a valores muy altos.

El recobro de Aceite por expansión de capa de gas es considerablemente mayor al de gas en solución. Los rangos de factores de recobro esperados son de 20%-40% (Ahmed, 2006).

32. ¿Qué medidas correctivas debe usted como ingeniero realizar si el gas de la capa de gas irrumpe en un pozo? Se debe despejar, con los datos disponibles, de la EBM el termino m, con el fin de conocer el espesor de la capa de gas posteriormente se deben realizar operaciones de Workover en el pozo, mas estrictamente se debe realizar un Squeeze con el fin de aislar las perforaciones (gas shutoff). Conociendo el espesor de la capa de gas se puede saber si es conveniente realizar perforaciones a mayor profundidad o definitivamente se debe taponar el pozo, o tal vez convertirlo en un pozo inyector. 33. ¿De qué variables es función la irrupción de agua (We)? La intrusión de agua se calcula mediante:

Luego la intrusión de agua es función la producción acumulada de aceite, agua y gas a condiciones de yacimiento, del GOR y del Rs. 34. ¿Qué medidas correctivas debe usted como ingeniero realizar si el agua irrumpe en un pozo?

Se deben realizar Squeeze en los intervalos cañoneados por donde este flujendo agua, se debe calcular la intrusión de agua despejándola de la EBM, para conocer el nuevo OWC, conociendo este se puede saber si es posible realizar perforaciones estratigráficamente superiores a las anteriores, o definitivamente el pozo ha quedado por fuera de la zona pay; en tal caso se debe taponar el pozo o convertirlo en inyector. 35. ¿Se puede utilizar la EBM para determinar N, m, y We? Si no, ¿cómo se manejan las tres incógnitas? Mediante la EBM se pueden determinar las variables N, m y We a partir del método gráfico propuesto por Havlena y Odeh. De otro modo el N se puede calcular por el método volumétrico, m se podría calcular también por método volumétrico por aparte para gas y aceite, pero se deben conocer bien los espesores de la capa de gas y de la arena neta petrolífera, y We se puede calcular a través de las produciones acumuladas de gas y aceite mediante:

36. Enumerar los factores que favorecen para el drenaje gravitacional e indicar cómo cada factor afecta a este mecanismo. a. Permeabilidad en la dirección del buzamiento Una Buena permeabilidad en la dirección de migración del aceite es un prerrequisito para un drenaje gravitacional eficiente. Una buena permeabilidad en la dirección del buzamiento permite el desplazamiento de los fluidos en la dirección en la que actúa la fuerza gravitatoria, que es la que controla este mecanismo de producción. b. Buzamiento del reservorio En la mayoría de los reservorios, la permeabilidad en la dirección del buzamiento es mayor que la permeabilidad perpendicular a la misma, por lo que a mayor buzamiento del reservorio, el aceite y el gas pueden fluir a través de la dirección de buzamiento (que es también la dirección de máxima permeabilidad). c. Tasas de producción del reservorio

Como la tasa de drenaje gravitacional es limitada, las tasas de producción del reservorio deben ser limitadas a la tasa de drenaje, de esta forma se obtendrá el máximo recobro del yacimiento. Si la tasa de producción del reservorio excede la tasa de drenaje gravitacional, el mecanismo de depleción se hará más importante con una reducción del recobro de hidrocarburos como consecuencia. d. Viscosidad del aceite La viscosidad del aceite es importante debido a que la tasa de drenaje gravitacional es dependiente de esta. En las ecuaciones de flujo de fluidos, la tasa de flujo aumenta a medida que la viscosidad disminuye; por lo tanto, el drenaje gravitacional será más efectivo a medida que la viscosidad del aceite disminuya. e. Características de permeabilidad relativa Para que un drenaje gravitacional eficiente se produzca, el gas debe fluir estructura arriba mientras el aceite debe hacerlo estructura abajo, por lo que la permeabilidad relativa a cada fluido por parte de la formación es bastante importante.

Lo anterior se debe que a mayor espesor, mayor será la distancia que

puede recorrer el hidrocarburo impulsado por la fuerza gravitatoria en la

vertical.

37. ¿Cuál es el máximo valor de factor de recobro que se podría obtener

por drenaje gravitacional?

Según Escobar (200?) el factor de recobro para yacimientos cuyo

mecanismo de producción es el drenaje gravitacional oscila entre un 40% y

80%, sin embargo se han reportado casos en los que se supera el 80%

(Ahmed, 2006).

38. ¿Qué es un drive index y cuál es su significado?

El índice de empuje (drive index) indica la magnitud relativa de los

diferentes mecanismos de empuje presentes en un yacimiento, es decir, si

en un yacimiento existen simultáneamente todos los mecanismos de

empuje, el índice de empuje se calcula según el porcentaje de contribución

a la producción por parte de cada uno de los mismos en la ecuación de

balance de materiales (MBE) de la siguiente forma:

En donde

DDI Índice de empuje por Depletamiento (Expansión de aceite con todo

el gas disuelto).

SDI Índice de empuje por segregación (Expansión del gas)

WDI Índice de empuje Hidráulico (Influjo de agua)

EDI Índice de empuje por expansión de roca y fluidos (Cambio de

presión)

39. ¿Cuáles son las “herramientas modernas” se pueden considerar para

predecir el comportamiento de un yacimiento produce bajo el efecto de

diferentes mecanismos combinados?

Todas las metodologías que han sido desarrolladas para predecir el

comportamiento futuro del reservorio son esencialmente basadas en

emplear y combinar las relaciones que incluyen:

MBE

Ecuaciones de saturación

GOR instantáneo

Ecuación relacionando el Rp con el GOR instantáneo

Usando esta información, es posible predecir el comportamiento del recobro

primario del campo con el decrecimiento de la presión de formación. Existen

tres metodologías ampliamente usadas en la industria del petróleo para

llevar a cabo un estudio del reservorio:

Método de Tracy

Método de Muskat

Método de Tarner

Estos métodos arrojan prácticamente los mismos resultados cuando se

usan intervalos de presión muy pequeños y pueden ser usados para

predecir el comportamiento de un yacimiento bajo cualquier mecanismo de

empuje.

Adicionalmente mediante el uso de redes neuronales, por ejemplo, se

puede identificar los índices de desplazamiento, ya que una red neuronal

puede servir como solución alternativa cuando no se dispone de todos los

datos necesarios

para aplicar la EBM.

“La primera aplicación se hace en los yacimientos de aceite saturado, en

los cuales el estudio de los mecanismos de desplazamientos se realiza

usando los índices de desplazamiento que miden el aporte de cada

mecanismo de empuje a la energía del yacimiento. Estos índices se

calculan por medio de una manipulación matemática de la ecuación de

balance de materia EBM (Pirson, 1958). Esta ecuación requiere de una

gran cantidad de datos que con frecuencia no están disponibles en las

historias de producción, por diversas razones, lo que hace de este cálculo

una tarea dispendiosa. La herramienta desarrollada en este trabajo permite

ser una solución alternativa a este problema utilizando menor número de

variables que las utilizadas en la ecuación de balance de materiales”

Tomado de: Perez, M. Rozo, M. Ulloa, R. Calvete, F. Calderon, Z.,.

Aplicación de las Redes Neuronales al estudio de Yacimientos de Petróleo.

Bucaramanga, Santander: Universidad Industrial de Santander , pp. 77.

40. Teniendo en cuenta:

Presión del yacimiento = 2.700 psia

Temperatura del yacimiento = 200 ° F

Porosidad = 0.20 saturación de agua intersticial = 0,15

La gravedad de aceite a 60 °F: 45 ° API

Reporte diario de reservas de petróleo en tanque = 200 bbl

Reporte diario de gas de separador = 3,000 MSCF

Reporte diario de gas en tanque = 100 MSCF

El factor de desviación de gas a condiciones de yacimiento z = 0,8

Calcular el gas inicial y destilado in place por acre-pie

41. Se tiene un yacimiento que se descubre a una presión de 4100 lpc. Se

sabe también que la presión de burbujeo de este yacimiento es de 2.556

lpc. En el mismo yacimiento, fue realizado un ensayo PVT sobre una

muestra de fondo y dio los siguientes resultados:

Además se conoce que:

Determinar:

a) Suponiendo que el acuífero es poco representativo en este instante del

yacimiento (se puede aproximar a cero), pronostique la producción

acumulada de petróleo para 3.254 lpc, sabiendo que la producción de

agua para dicho paso de presión es 857 MBN.

b) Sabiendo que la producción acumulada de gas a 2.210 lpc es 36.562

MMPCN y Np @ 2.210 es de 30.367 MBN, calcule la producción de agua

para este paso de presión. Tome en cuenta para la presión de 2.210 lpc:

El yacimiento no posee capa de gas inicial.

Intrusión de agua de 43 MMBN.

La expansión de la formación y agua connata se puede considerar

despreciable.

c) La compañía encargada de este yacimiento observa que hay una gran

declinación en la presión y se dieron cuenta, según características de la

zona, que la mejor forma de aumentar la presión es aplicando una

inyección de agua al yacimiento. En qué parte de la ecuación de balance de

materiales usted pondría el término para considerar dicha inyección de

agua. Razone su respuesta.

Los términos de la inyección de fluidos deben ir restados al numerador de la

ecuación general de balance de materiales, debido a que es allí donde se

expresan las entradas y salidas de fluido en el yacimiento, debe ir con signo

negativo debido a que al ser una inyección, es un ingreso de fluidos al

yacimiento, asi como We tiene signo negativo. La ecuación entonces

quedaría asi:

42. Se tiene un yacimiento subsaturado cuya presión inicial es de 4350 psi.

A continuación se presentan los datos de producción, propiedades de roca

y fluidos necesarios:

Determine:

a) El petróleo original en sitio N para un paso de presión (4000 psi)

considerando el influjo de agua.

b) Calcule N haciendo We=0.

43. Se tiene un yacimiento volumétrico de gas condensado subsaturado,

determine el GCOES,GOES y COES.

Datos del Yacimiento:

BIBLIOGRAFIA

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MA: Elsevier, pp. 736-737, 748,

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