Post on 02-Aug-2015
SEGUIMIENTO DE YACIMIENTOS
SEGUIMIENTO SISTEMATICO DE YACIMIENTOS
La gerencia integrada del yacimiento provee las herramientas necesarias para realizar un
seguimiento y control efectivo de los yacimientos desde el inicio mismo de su
descubrimiento y en todas las etapas de su vida productiva, usando la información, datos,
hechos, estadísticas y conocimientos disponibles para obtener la recuperación económica
máxima de los hidrocarburos.
Un plan de explotación real y sustentable, debe estar basado en el mejor conocimiento del
yacimiento.
RESPONSABLES
Personal Gerencial y Técnico supervisorío perteneciente a los departamentos responsables
de la explotación y producción de hidrocarburos que tener los elementos necesarios para el
seguimiento y control de yacimientos.
Personal Técnico como geólogos, ingenieros de petróleo y profesionales a quienes se les
encomienda seguimiento de yacimientos.
Objetivo general
Recolección y análisis de los datos de la roca, de los fluidos, del comportamiento de la
producción, de la presión y las reservas del yacimiento, como elementos esenciales para
realizar un estudio que pueda llevar a establecer un plan óptimo de explotación.
Objetivos específicos
Efectivo seguimiento y control del yacimiento mediante el levantamiento de información
para la construcción del mismo, herramientas y manejo de estadísticas.
Manejo de la vida del yacimiento hasta su etapa de declinación en su producción.
Realizar énfasis en los principios de la gerencia integral de yacimientos, tanto por
agotamiento primario del yacimiento como a proyectos sometidos de inyección para
maximizar el recobro económico del petróleo y el gas.
DESARROLLO DE SEGUIMIENTO DE YACIMIENTOS
Se realiza a través de la recolección de Información de:
Datos de Evaluación de Formación
Datos de Fluidos de Yacimiento y Producción
Datos de Facilidades de Superficie
Construcción del Modelo de Yacimiento
Adquisición De Datos De Ingeniería De Yacimientos
Uno de los mayores problemas de la ingeniería de yacimientos es la obtención de datos
confiables, y precisos para trabajar. Muchos datos requieren una planificación previa a su
adquisición y otros datos deben ser obtenidos durante la completación de los pozos o
durante la etapa inicial de producción, aunque la obtención de la mayoría de los datos es
relativamente costosa, su valor económico es difícil de justificarlo o explicarlo
inicialmente. No obstante, más tarde en la vida del yacimiento, cuando esos datos son
necesitados para predecir el comportamiento del yacimiento en forma precisa o para
determinar o proponer económicamente un nuevo esquema de explotación, o de
recuperación mejorada, el valor económico debe ser claro, y los costos del dato se convierte
en inconsistente. Entonces es demasiado tarde para determinar alguno de los datos más
importantes con precisión.
Esta es una responsabilidad del gerente de producción, mantener los costos lo más bajo
posible. El tiene un grupo de ingenieros que son pagados para guiarlo, de tal forma de no
cometer errores tanto desde el punte de vista de ingeniería como económico. Como se
indico muchos de los datos del yacimiento, deben ser obtenidos durante la perforación de
los pozos, o durante las pruebas iniciales de producción. No obstante hay que considerar la
posición del gerente de producción. El ha pasado anos y literalmente ha gastado millones
de dólares de la empresa en exploración, perforación y completación de pozos
exploratorios. Ahora el esta en una posición para iniciar la colocación de los barriles de
petróleo en el tanque, algunos de los ingenieros quieren producir el pozo a una tasa muy
baja aunque le sugieran cerrar el pozo por un periodo extendido para obtener datos del
yacimiento que podrían tener algún valor vago económicamente dentro de 5 a 10 anos.
Obviamente, el gerente a menudo ira sobre la prueba del ingeniero de yacimiento.
La situación del gerente es fácilmente entendible, pero seria muy difícil la posición del
ingeniero como responsable del dato, y no será tan fácil de explicar dentro de 5 a 10 años
mas tarde, cuando se pone en claro que no se insistió en una prueba apropiada.
Se debe poner los mejores esfuerzos para explicar, y justificar la ausencia de esos datos que
puede significar mas tarde cuando no se pueda modelar el yacimiento, para explicar de
donde proviene el exceso de agua o gas, o cuando concluir mostrando que un proyecto de
inyección de agua trabajara o cuando no se puede evaluar la aplicabilidad de algún proceso
para mejorar el recobro a un yacimiento en particular.
Al momento de perforar y completar un pozo, los ingenieros deben estar con el mejor
argumento y con carácter persuasivo (con táctica) para influenciar al gerente de producción.
Un argumento es mostrarle la posible ganancia financiera: “Si esos datos hacen posible la
justificación de recobrar un décimo de 1% del petróleo adicional, la empresa engrosaría X
dólares adicional”. Esa técnica usualmente impresiona. Si la prueba no se hace, el ingeniero
deberá escribir una carta para el archivo de pozo, con copia para el gerente, explicando sus
ideas. Más tarde cuando se pregunte por la información (datos), ¿por qué no fue obtenida?,
los ingenieros pueden ir a los archivos, y cerciorarse que las pruebas fueron requeridas a su
debido tiempo.
Planificación De La Obtención De Datos Requeridos Previo A La Perforación.
Datos de Log, de núcleo y quizás de drillstem – test (DST), pueden ser obtenidos solamente
si se planifica su adquisición previamente a la perforación de los pozos. Todos esos datos
pueden ser de extrema importancia en el estudio de un yacimiento.
Los programas de registro de pozos (Logging), deben ser diseñados cuidadosamente con la
cooperación del ingeniero de registro de la empresa, el geólogo y un representante de la
compañía de servicio de registro. Los ingenieros deben planificar la determinación del
espesor neto de la arena, la porosidad y la saturación mediante los registros de los pozos.
Un diseño apropiado de los registros para este propósito naturalmente debe ser considerado
el tipo en articular de la roca del yacimiento, área geográfica, anticipadamente los fluidos
del yacimiento y el método de perforación que debe emplearse. La mayoría de los
ingenieros de yacimientos no tienen el conocimiento detallado del método de registros
necesariamente tan interesados en la porosidad y necesario para desarrollar tal diseño por
su propio criterio, de tal forma que pone en uso toda la ayuda que este a su disposición.
Una palabra de precaución probablemente vale la pena. Los geólogos no están en los datos
de saturación como los ingenieros de yacimiento – El interés principal de los geólogos es
en la litología indicada. Consecuentemente se debe ser muy cuidadoso con las compañías
de registro que tienen capacidad cuantitativa. En general, es peligroso tratar de ahorrar
dinero en los registros cuando se necesitan datos de registro cuantitativo. Obtener registros
de precisión e interpretación de precisión es difícil bajo condiciones, de tal forma de
sentirse in complacido en recortar la tasa de los servicios de registro.
La necesidad de los datos de núcleo es mas a menudo sentido cuando se hace un estudio de
recobro mejorado de petróleo mas tarde en la vida del yacimiento. Cuando un núcleo es
disponible en los almacenes, los datos de laboratorio pueden ser aplicables a un yacimiento
en particular y pueden ser a menudo obtenidos usando un método de restauración en el
laboratorio. De otra manera los análisis deben ser basados bajo datos empíricos y analogías
con una cantidad correspondiente de incertidumbre. A tal tiempo, los núcleos y datos de
núcleo pueden ser invaluables.
El trabajo rutinario de yacimiento requiere de un conocimiento de la permeabilidad
absoluta, variación estadística de la permeabilidad y posición original de los contactos
Agua – Petróleo y Gas – Petróleo. Los datos de permeabilidad son disponibles solamente
de las análisis de núcleo, y los contactos originales Agua – Petróleo y Gas – Petróleo son
generalmente mejor evaluados de un estudio de saturación de núcleo. Adicionalmente los
valores de porosidad obtenidos de los registros son comparados con los datos del núcleo, y
los datos del núcleo a menudo indican claramente deficiencia en los programas de registro.
Los datos de saturación de los núcleos convencional son inusuales relativamente, en
términos de los valores absolutos obtenidos. Los datos de los núcleos no hacen
cuantitativamente necesario los datos de los registros obtenidos en cada pozo y una muestra
del registro resulta mayor que la del yacimiento (El problema de cuan desarrollado es el
núcleo del pozo para obtener una buena descripción del yacimiento va mas allá de los
alcances de este libro. El punto más importante es la necesidad de establecer un programa
de toma de núcleo.).
La prueba DST debe ser incluida en la programación de perforación. El punto que necesita
ser hecho es que un DST debe ser corrido de una manera cuantitativa que permita
determinar tantos datos del yacimiento como sea posible. Un DST provee la oportunidad
para obtener algunos datos del yacimiento temprano en la vida de los pozos. No obstante es
sorprendente el numero de DST que son corridos en tal manera esos datos pueden ser
obtenidos de la prueba de los datos, por ejemplo solamente los datos de producción son
mediados con suficiente posición para ser usados. Consecuentemente la primera
responsabilidad del ingeniero sobre un DST es hacer claro de la compañía de servicios que
los datos de presión son deseados con suficiente precisión para los análisis cuantitativos.
También debe asegurarse que el DST es diseñado de tal forma que tal esfuerzo es hecho
para estadísticas de la presión inicial del yacimiento directamente. Abreviando, esto
requiere un periodo de flujo inicial suficientemente largo para aliviar la presión del
yacimiento alrededor del pozo de la superpresión causada por la presión estática del lodo de
perforación y no un periodo corto para evitar tener con el uso de un grafico de Horner
determinar la presión del yacimiento. Una lectura en la superficie de la presión de fondo de
pozo y la capacidad de flujo multitasa de la mayoría de los equipos de DST minimizan el
problema asociado con la medición directa de la presión del pozo. Estos equipos permiten
comenzar con un periodo de flujo muy corto, quizás 5 minutos, se observa la restauración
de la presión, se corre otro periodo de flujo corto, se observa la presión y se continua este
procedimiento hasta estar satisfecho de tener la presión inicial del yacimiento observada.
Cuando se corre con suficiente precisión y cuidado, la restauración de presión del DST
permite determinar la permeabilidad efectiva sin daños de formación al igual que mide el
daño en la formación, ejemplo, el factor de relación de daño. Si el plan de completación de
los pozos incluye tratamiento masivo de los pozos tales como:
fracturamiento hidráulico masivo, una prueba corrida antes del tratamiento puede ser la
única oportunidad de determinar la permeabilidad de la formación.
Si en el registro de pozo u otro formación indican la presencia de un contacto Agua–
Petróleo o Gas – Petróleo en el yacimiento produciendo, se debe tener cuidado para
determinar la posición de tales contactos la mayor precisión posible antes de iniciar la
producción. Se deben tomar muestras de pared para verificar si los contactos pueden ser
definidos con precisión. Si los resultados son re-cuestionables, muestra de los fluidos de
pared pueden ser empleados para definir los contactos. Se debe recordar que cuando la
producción es inicial, puede producirse conificación y en algunos casos la habilidad para
definir los contactos por los pozos pueden ser perdidos para siempre.
Datos Del Yacimiento Obtenibles Temprano En La Vida De Los Pozos
La permeabilidad sin daño, la medición de daño en los pozos, la relación gas-petróleo
inicial, presión inicial del yacimiento, la distancia de las barreras más cercanas, y la
discrepancia del área de drenaje, pueden ser determinados mas precisos durante el periodo
inicial de flujo o el periodo de restauración de la presión de los pozos. También una
muestra de fluidos para el análisis de laboratorio del factor volumétrico del petróleo, y el
factor volumétrico del gas (datos PVT) pueden ser obtenidos temprano después de hacer las
pruebas de flujo.
Las pruebas iniciales de flujo representan uno de los mejores sino la fuente mas vista de
datos del yacimiento. La prueba de flujo inicial es tomada en el tiempo que las condiciones
del yacimiento es mejor conocida. Después que un pozo ha producido por un periodo de
tiempo, la saturación del gas, la presión del yacimiento y la viscosidad de los fluidos
pueden ser cuestionables. No obstante durante el periodo inicial de flujo todos esos valores
pueden ser precisos y acertados. También, el pozo esta actuando infinito en ese tiempo, el
cual puede ser cuestionable mas tarde en la vida del pozo. Todas esas cosas hacen posible
la evaluación de prueba de caída o restauración precisa para obtener la permeabilidad sin
daño, una medida de daño, y algunas descripciones del área de drenaje. Se debe tomar
cuidado en la medición de la relación gas-petróleo inicial con precisión. Esta representa
generalmente la medida mas precisa del gas original en solución.
Una prueba inicial de flujo no siempre es fácil de obtener. Puede ser que haya una cantidad
de presión por el gerente para poner el pozo en su pico producción, y cualquier demora tal
como una prueba de flujo controlada pude ser obviada. Adicionalmente a esa política de
dificultades, hay generalmente pruebas difíciles de tomar. La mayor problemática es
durante la sección de perforación de los pozos del yacimiento, partículas de lodo, y ripios
son forzados dentro del yacimiento, los cuales dañan la permeabilidad alrededor del pozo.
Ese daño no causaría dificultades de las pruebas, excepto que los cortes no son estables
inicialmente y continúan moviéndose fuera de la formación durante el periodo de flujo
inicial. Esto significa que el
inicial. Esto significa que el Δpskin- la caída adicional de presión causada por el daño
alrededor del pozo – esta siendo reducido continuamente durante el periodo de flujo inicial.
Un análisis de los datos de presión bajo esas condiciones es imposible. Con el pozo
fluyendo a una tasa constante, la presión de fondo del pozo puede estar incrementándose en
lugar de decrecer como seria si Δpskin fuese constante. Entonces es necesario continuar
produciendo el pozo y observando la presión de fondo hasta que la p敲楳滳猠resión se estabilice o este declinando. Entonces si una prueba de declinación de presión a
tasa constante es deseada, el pozo deberá ser cerrado hasta que la presión se aproxime a la
presión inicial y la
prueba pueda ser iniciada.
Una vez que la presión del yacimiento haya declinado hasta un valor menor que el de la
presión de saturación, es muy difícil obtener muestra representativa de los hidrocarburos
originales del yacimiento. Esto es causado por la dificultad de obtener muestra con la
relación gas-petróleo correcto. Equipo toma muestra de fondo y la técnica de muestreo
están disponibles para intentar obtener muestras representativas bajo esas condiciones, pero
la verdad permanente es que muy difícil de hacer.
No obstante, una muestra de petróleo puede ser tomada con el toma muestra de fondo
mientras el pozo este fluyendo a una presión de fondo mayor que la presión del punto de
burbujeo con poca o no dificultad. Así es muy importante para el ingeniero estar seguro que
una muestra para un PVT fue obtenida en el yacimiento tan pronto después que la
producción del yacimiento comenzó. Aquí otra vez, habrá probabilidad de ser reluctante en
la parte del gerente para aprobar cerrar el pozo o restringir la producción para obtener la
presión de fondo fluyente lo mas alto posible. No obstante esta técnica es requerida para
obtener la muestra para PVT.
Obtención de Datos Rutinarios de Yacimientos.
Estudios de yacimiento con sentido debe ser completo de tal forma que el recobro de
petróleo final, el recobro del gas y la tasa de producción puedan ser maximizadas. Tal
estudio esta basado en balance de materiales, el cual requiere del promedio de la presión y
las correspondientes producciones acumuladas de petróleo, gas y agua, por pozos y los
yacimientos.
Probablemente el único grupo de esos datos que es apto a ser correctos sin ningún esfuerzo
en la parte de ingeniería, es la producción total de petróleo. Debido a que el petróleo
siempre es vendido, y una medida precisa de la cantidad de petróleo producido es obtenida.
Cuando el gas es vendido, el gas total producido también es conocido con precisión. No
obstante, en la plataforma mundial la mayoría del gas producido como resultado del
petróleo producido, es quemado a la atmósfera –quemados en mecheros. El ingeniero
también debe tomar cuidado en tomar en cuenta cuando el gas es vendido, debido a que el
gas vendido a menudo es iniciado durante algún tiempo de la vida del yacimiento cuando la
demanda para el gas natural alcanza un punto que hace la venta del gas rentable y
económico.
Previamente al tiempo cuando la venta del gas es iniciada, el ingeniero deberá ver las
estadísticas del gas producido con considerable escepticismo. Estas medidas raramente son
llevadas con cuidado y asentadas sin haber sido verdadera medidos. Por ejemplo. En las
plataformas costa afuera donde se maneja la producción de varios pozos, para los
yacimientos con desplazamiento por gas en solución, la misma figura de la relación gas
petróleo fueron reportadas por varios meses. Obviamente la producción del gas durante ese
periodo no ha sido medida, aunque el gas total producido fue muy difícil de asentar.
Una figura de producción que generalmente es conocido aun con menos precisión que el
gas quemado, es el agua producida. No obstante, el agua producida es justamente tan
importante en el cálculo de balance de materiales como la producción del petróleo y el gas.
Naturalmente, nunca hay un valor económico para el agua producida sin el petróleo.
Consecuentemente, el bombeo – el personal general responsable por mantener un asiento
de producción,- se preocupa muy poco a cerca del numero asentado del agua producida.
Generalmente, la mitad del esfuerzo es hecho para medir el agua producida, y no es usual
encontrad la producción diaria de agua reportada exactamente el mismo ano después del
ano. Aquí otra vez, el uso medidor de desplazamiento-positivo en el tanque que se drena
periódicamente es recomendado, y el ingeniero debe estar continuamente preocupado a
cerca de la precisión de la medición del agua producida reportada.
Aunque la producción total de petróleo, agua y gas reportada para un campo sea precisa, el
ingeniero debe preocuparse por la manera como la producción fue alocada a los pozos
individuales en el campo. La distribución de producción a los diferentes pozos, deben ser
basados en las pruebas de producción que son tomadas periódicamente (quizás mensual o
semanal) cuidadosamente para cada pozo.
Una visión que el ingeniero de yacimiento malamente trata, es de juzgar mas tarde la
permeabilidad y la variación de la porosidad cotejando la distribución de la presión con la
producción reportada para cuatro pozos, cuando realmente fue tomada para un pozo.
Si un yacimiento contiene un contacto inicial de agua-petróleo, uno de las mayores
incógnitas asociadas con el comportamiento del yacimiento es la cantidad de petróleo
dejada atrás del avance del contacto gas-petróleo o agua-petróleo. Quizás la mejor forma de
determinar esos valores con precisión es observando el avance de los contactos a medida
que el yacimiento es producido. En yacimientos muy permeables producidos con pequeñas
caídas de presión o caídas de presión total el avance puede ser observado por la relación
gas-petróleo producido o la relación agua-petróleo de los pozos individuales a medida que
el contacto alcanza los pozos producidos. No obstante, el resultado en el mayoría de los
yacimientos producidos en la formación de un cono de agua o gas la interpretación es muy
complicada y los datos de producción para obtener el avance del contacto.
En tales casos puede valer la pena y económicamente perforar un pozo equipado con el
propósito de observar el avance del contacto (pozo observador). Estos pozos nunca son
producidos mayormente ellos están equipados con el revestidor de plástico opuesto al
yacimiento. Entonces un registro especial (logging) puede ser usado, para determinar el
avance del contacto sin la influencia de la producción de los pozos productores. En la
superficie aparentemente estos pozos son extremadamente caros. No obstante cuando
millones de petróleo son puestos en el tanque, la inversión en una serie de pozos
observadores pueden mostrar ganancias considerables.
Guías para la adquisición de datos de la ingeniería de yacimiento.
La importancia de tener datos de yacimiento al tiempo apropiado en la vida del yacimiento,
pueden ser sobré enfatizadas, el ingeniero solo tiene una oportunidad para obtener datos,
como núcleos, registros de pozos (logging), y la presión inicial para un yacimiento en
particular. También sin una planificación apropiada nunca conocerá la cantidad de petróleo
gas y agua producida de los pozos individuales del yacimiento, o la presión correspondiente
del yacimiento. Sin datos precisos del yacimiento, el ingeniero de yacimiento puede hacer
solo especulaciones.
Listas de datos que el ingeniero debe considerar:
Planificación durante el desarrollo.
a. Proveer para la producción individual para cada yacimiento el uso de completación
múltiple o dual de los pozos o planificar la depleción de un yacimiento a un tiempo dado y
el des-taponamiento.
b. El uso de la medición por desplazamiento positivo del petróleo, gas y agua en cada pozo,
para dar la mejor alocación posible de la producción para el yacimiento en cada pozo.
Durante la perforación.
a. Uso de un programa de registro de pozos capaz de determinar la porosidades y las
saturaciones.
b. Proveer de suficientes núcleos, para dar un buen análisis estadístico de la porosidad y de
la permeabilidad, almacenaje no son necesario para su análisis.
c. Cuando la prueba convencional (DST) es corrida, asegurarse que el procedimiento de la
prueba incluye un esfuerzo para obtener la presión inicial del yacimiento directamente.
También obtener los datos de presión con precisión para un análisis cuantitativo, por
ejemplo pedirle a la compañía de prueba un análisis cuantitativo de los datos de presión que
deberán ser hechos.
d. Cuando el programa de registro indica un contacto inicial de agua-petróleo o gas-
petróleo usar muestras de pared o muestra de fluidos para definir los contactos.
Durante el inicio de la producción
a. Medir la presión inicial del yacimiento, usando un dispositivote medición de presión de
fondo antes que el pozo sea puesto a producción.
b. Producir el pozo hasta alcanzar una tasa razonablemente constante o declinación. Cerrar
el pozo hasta que la presión de cierre se aproxime a la presión inicial del yacimiento.
Entonces proceder a pruebas de declinación de presión a tasa constante o prueba de
restauración.
c. Si es un pozo exploratorio exitoso, o si este es suspendido, entonces la producción para
un nuevo yacimiento tomar muestra de fluido de fondo para el análisis PVT, tan pronto sea
posible después de iniciar la prueba de flujo.
Durante la viada productiva.
a. Diseñar programa de pruebas que permitan alocación de la producción con precisión
cada pozo individual y el yacimiento.
b. Revisión periódica del bombeo y el equipo de medición para asegurar que la medida y la
alocación de producción para los pozos individuales y para el yacimiento sean precisos.
c. Diseñar programas de registros de presiones que provean periódicamente la
determinación de la presión promedio del yacimiento.
d. Considerar la perforación de pozos observadores usando revestimiento plásticos (no
productores) y métodos de registros apropiados (logging) para observar el avance de los
contactos agua-petróleo y gas-petróleo de los yacimientos.
CONSTRUCCION DE LOS MODELOS:
MODELO GEOLOGICO
Modelo Estructural:
Se toma como base el marco estructural definido principalmente mediante interpretación
sísmica y se introducen los datos de pozos y las interpretaciones de ingeniería de
yacimientos y petrofísica. En la elaboración del modelo estructural se generan mapas y
secciones, las cuales muestran las estructuras principales y las menores que no pueden ser
interpretadas a través de la sísmica. Dichos mapas (isópacos y estructurales) deben ser
elaborados por Unidad de Flujo y las secciones deben ser realizadas en todas las
direcciones y sentidos, esto garantiza un mayor detalle en la estructura del yacimiento.
Modelo Estratigráfico:
Se basa en la estratigrafía regional del área ( formaciones litológicas, unidades
paleontológicas, miembros y otras unidades menores informales). A partir de esta
definición y basados en la correlación de marcadores regionales, estudios sedimentológicos
y sismoestratigráficos, se pueden identificar los diferentes ciclos de sedimentación y la
extensión areal de los distintos cuerpos de rocas porosas, generando así un modelo
estratigráfico.
Modelo Sedimentológico:
Permite la identificación de facies, ambientes y unidades sedimentarias, que integrada con
la información petrofísica y de yacimientos permitirá definir las unidades de flujo. También
son indispensables para la debida calibración de la litología y los fluidos contenidos en ella
mediante la correlación núcleo-perfil.
MODELO PETROFISICO
Un análisis petrofísico es de gran importancia , ya que suministra toda la información
relacionada con las propiedades de una formación (roca–fluido) Además permite
determinar la calidad del yacimiento y potencialidad para producir hidrocarburos. Para
efectuar una evaluación Petrofísica es necesario determinar las siguientes propiedades de la
roca:
*Porosidad
*Permeabilidad
*Espesor de arena neta (ANT)
*Espesor de arena petrolífera (ANP)
*Volumen de arcilla
*Saturación de los fluidos
MODELO DINÁMICO
Propiedades de los fluidos:
Deben determinarse la composición, tipo y propiedades PVT de los fluidos del
yacimiento. Para su obtención debe revisarse si se ha tomado una muestra de fluido. El
análisis permite obtener la presión de burbujeo, los factores volumétricos de los fluidos, la
solubilidad del gas, las densidades, compresibilidades, viscosidad de los fluidos en función
de la presión.
Estos resultados deben ser validados. En caso de no disponer de una muestra de fluido del
yacimiento, éstos pueden generarse por correlaciones a partir de la presión de burbujeo, la
relación gas disuelto en el petróleo inicial, la temperatura, y la gravedad específica del
petróleo y del gas.
COMPORTAMIENTO DE LOS FLUIDOS:
El comportamiento de los fluidos permite clasificar el yacimiento en:
Saturado
Subsaturado
Condensado Retrógrado
Gas (seco y|o húmedo)
Comportamiento de Presión-Producción:
Representación gráfica de Qo, Qw, Qg, RGP, %AyS vs tiempo, Np por pozo y por yac.
Validación de las pruebas de Presión:
Declinación de presión
Restauración de presión y Estática
Representación gráfica de Presión vs tiempo, Np por pozo y por yacimiento.
Representación de mapas de burbuja de producción acumulada de petróleo, agua y gas
De existir recuperación secundaria realizar mapas de avance del frente de inyección.
Mecanismos Naturales de Producción
Se estudia:
Yacimientos de Petróleo
Expansión de rocas y fluidos
Gas en solución
Capa de gas
Influjo de agua
Segregación gravitacional
Compactación
Mecanismos combinados
Yacimientos de Gas
Expansión o agotamiento
Influjo de agua
Mecanismos combinados
Cálculo de POES y Reservas:
Determinación del factor de recobro primario/secundario y reservas recuperables mediante:
* Correlaciones empíricas
* Curvas de declinación
Estimación del POES mediante:
* Método Volumétrico
* Balance de Materiales
Simulación Matemática
Se basa en principios de balance de materiales Toman en cuenta heterogeneidad del
yacimiento y dirección del flujo de los fluidos.
Toma en cuenta las localizaciones de pozos productores e inyectores y sus condiciones
operacionales.
Los pozos pueden operarse y cerrarse de acuerdo a condiciones especificadas.
Se pueden prefijar las tasas o las presiones de fondo o ambas.
Los cálculos se efectúan para las fases petróleo, gas y agua a intervalos discretos.