Cuestionario reservorio III

Saavedra Luis Carlos ING. Petrolera

UAGRM NOVIEMBRE 2014

Cuestionario reservorio III

1. Dibuje el esquema de los diferentes mecanismos de producción de petróleo, según NIPER.

2. Según satter y Thakur, ¿Cuáles son los procesos de recobro de petróleo clasificados en convencionales y

procesos EOR?

3. ¿Cuáles son los mecanismos de producción primaria?

- Empuje por agua.- Un yacimiento con empuje de agua tiene una conexión hidráulica entre el yacimiento y

una roca porosa saturada con agua denominada acuífero, que puede estar por debajo de todo el yacimiento

o parte de el.

- Empuje por gas en solución.- El petróleo crudo bajo ciertas condiciones de presion y temperatura en los

yacimientos puede contener grandes cantidades de gas disuelto. Cuando la presion del yac. Disminuye,

debido a la extracción de los fluidos, el gas se desprende, se expande y desplaza el petróleo del yacimiento

hacia los pozos productores.



- Expansión de la roca y de los fluidos.- Un petróleo crudo es subsaturado cuando contiene menos gas que el

requerido para saturar el petróleo a presion y temperatura del yac. Cuando el petróleo es altamente

subsaturado, mucha de la energía del yacimiento se almacena por la compresibilidad de la roca y de los

fluidos; como consecuencia la presion declina rápidamente a medida que se extraen los fluidos hasta que

alcanza la presion de burbuja. Entonces el empuje por gas en solución se transforma en la fuente de energía

para el desplazamiento de fluidos.

- Empuje por capa de gas.- cuando un yacimiento tiene una capa de gas muy grande, debe existir una gran

cantidad de energía almacenada en forma de gas comprimido, el cual provoca la expansión de la capa a

medida que los fluidos se extraen del yacimiento, de modo que el petróleo se desplaza por el empuje del gas

ayudado por el drenaje por gravedad.

- Drenaje por gravedad.- el drenaje por gravedad es un método primario de producción en yacimientos de

gran espesor que tienen una buena comunicación vertical y en los que tienen un marcado buzamiento.

4. Diagrame el recobro POES vs Presion del yacimiento para los mecanismos de producción primaria.

5. Explique la teoría de la inyección de gas. Tipos de inyección de gas en yacimientos de petróleo.

La primera inyección ocurrió accidentalmente, cuando el agua, proveniente de algunas arenas acuíferas poco

profundas, se movía a través de las formaciones petrolíferas, entraba al intervalo productor en los pozos

perforados e incrementaba la producción de petróleo en los pozos vecinos.

En 1890 cuando los operadores notaron que el agua había entrado a la zona productora, había mejorado la

producción.

1907, la inyección de agua tuvo gran impacto en la producción del petróleo. El primer patrón de flujo,

denominado una invasión circular, consistió en inyectar agua en un solo pozo; a medida que aumentaba la zona

invadida los pozos productores se iban convirtiendo en inyectores para crear un frente más amplio.

En 1921, la invasión circular se cambio por un arreglo en línea.

Para 1928, el patrón de línea se reemplazo por un arreglo de 5 pozos. Después de 1940 la práctica de inyección

de agua se expandió rápidamente y se permitieron mayores tasas de inyección-producción.

6. ¿Cuáles son los tipos de inyección de agua existentes? Ventajas y desventajas.



A) Inyección periférica o externa

- Características:

1. Se utiliza cuando no se posee una buena descripción del yacimiento y/o la estructura del mismo

favorece la inyección de agua.

2. Los pozos de inyección se colocan en el acuífero, fuera de la zona de petróleo.

- Ventajas:

1. Se utilizan pocos pozos

2. No requiere de la perforación de pozos adicionales, se utilizan los viejos.

3. No es indispensable una buena descripción del yacimiento para iniciar el proceso de invasión con agua

por flancos.

4. Rinde un recobro alto de petróleo con un mínimo de producción de agua.

- Desventajas:

1. Una porción del agua inyectada no se utiliza para desplazar el petróleo.

2. No es posible lograr un seguimiento detallado del frente de invasión, como en la inyección en arreglos.

3. En algunos yacimientos, no es capaz de mantener la presion de la parte central y es necesario hacer una

inyección en arreglos en esa parte de los yacimientos.

4. Puede fallar por no existir una buena comunicación entre la periferia y el yacimiento.

5. El proceso de invasión y desplazamiento es lento, la recuperación de la inversión es lenta.

B) Inyección en arreglos o dispersa

El agua invade la zona de oíl y desplaza los HCB del volumen invadido hacia los pozos productores.

- Características:

1. La selección del arreglo depende de la estructura y límites del yacimiento, de la continuidad de las

arenas, de la permeabilidad (k), de la porosidad (ø) y del número y posición de los pozos existentes.

2. Se emplea en yacimientos con poco buzamiento y una gran extensión.

3. A fin de obtener un barrido uniforme, los pozos inyectores se distribuyen entre los pozos productores,

para lo cual se convierten los pozos productores existentes en inyectores, o se perforan pozos

inyectores interespaciados.

- Ventajas:

1. Produce una invasión más rápida en yacimientos homogéneos de bajo buzamientos y bajas

permeabilidades efectivas con alta densidad de los pozos, debido a que la distancia inyector-productor

es pequeña. Esto es muy importante en yacimientos de baja permeabilidad.

2. Rápida respuesta del yacimiento.

3. Elevada eficiencia de barrido areal.

4. Permite un buen control del frente de invasión y del factor de reemplazo.

5. Disminuye el efecto negativo de las heterogeneidades sobre el recobro

6. Rápida respuesta en presiones.

7. El volumen de la zona de oil es grande en un período corto.

- Desventajas:

1. En comparación con la inyección externa, este método requiere una mayor inversión, debido al alto

número de pozos inyectores.

2. Requiere mejor descripción del yacimiento.

3. Exige un mayor seguimiento y control y, por lo tanto, mayor cantidad de recursos humanos.

7. Explique la teoría de la inyección de gas. Tipos de inyección de gas en yacimientos de petróleo.



Son muchos los factores que influyen en la cantidad de petróleo adicional que puede obtenerse por la inyección

de gas. Son importantes: Las propiedades de los fluidos del yacimiento, el tipo de empuje, la geometría del

yacimiento, la continuidad de la arena, el relieve estructural, las propiedades de la roca y la temperatura y

presion del yacimiento.

El gas que es mas liviano que el petróleo, tiende a formar una capa artificial de gas bien definida, aun en

formaciones de poco buzamiento. Si la producción se extrae de la parte mas baja de la capa, dará como

resultado una forma de conservación de energía y la posibilidad de mantener las tasas de producción

relativamente elevadas. El gas disuelto en el petróleo disminuye su viscosidad y mantiene alta la presion y, en

consecuencia, los pozos productores pueden mantener la tasa de producción a un nivel más alto durante la vida

productiva del campo.

Tipos de inyección:

- Inyección de gas interna o dispersa.-

Características:

1. Se aplica a yacimientos homogéneos, con poco buzamiento y relativamente delgados.

2. Generalmente, se requiere un número elevado de puntos de inyección. Los pozos de inyección se

colocan formando cierto arreglo geométrico con el fin de distribuir el gas inyectado a través de la zona

productiva del yacimiento. La selección de dichos pozos y el tipo de arreglo depende de la configuración

del yacimiento con respecto a la estructura, al numero y a la posición de los pozos existentes, de la

continuidad de la arena y de las variaciones de porosidad y permeabilidad.

3. La permeabilidad efectiva al gas debe ser preferiblemente baja.

Ventajas

1. Es posible orientar el gas inyectado hacia las zonas mas apropiadas.

2. La cantidad de gas inyectado puede optimarse mediante el control de la producción e inyección de

gas.

Desventajas:

1. Generalmente, la eficiencia del recobro mejora muy poco o nada como consecuencia de la posición

estructural o drenaje por gravedad.

2. La eficiencia de barrido areal es inferior a la que se logra en operaciones de inyección externa.

3. Los canales de gas formados por la alta velocidad de flujo originan que la eficiencia del recobro sea

inferior a lo que se logra por la inyección externa.

4. La cantidad de pozos de inyección requeridos aumentan los costos de operación y de producción.

- Inyección de gas externa

Se inyecta en la capa de gas; se lleva a cabo en yacimientos donde ocurre segregación debido a la influencia

de las fuerzas de gravedad.

Características:

1. Se usa en yacimientos de alto relieve estructural, para permitir que la capa de gas desplace al petróleo.

2. Se aplica en yacimientos con altas permeabilidades verticales, >200md.

3. Se colocan los pozos de inyección de manera que se logre una buena distribución areal del gas

inyectado, a fin de obtener mayores beneficios del drenaje por gravedad.

Ventajas:

1. La eficiencia de barrido areal es superior

2. Los beneficios obtenidos del drenaje por gravedad son mayores.

3. El factor de conformación o eficiencia de barrido vertical es generalmente mayor.



Desventajas:

1. Requiere buena permeabilidad vertical del yacimiento.

2. Es necesario controlar la producción de gas libre de la zona de petróleo.

3. Las intercalaciones de lutitas, así como las barreras, son inconvenientes para la inyección de gas

externa.

8. Dibuje un esquema de desplazamiento de petróleo por inyección de gas según Clark.

9. Enuncie y describa los factores que controlan la recuperación por inyección de agua y gas.

a) Geometría del yacimiento. La estructura y estratigrafía controlan la localización de los pozos y, en gran

medida, determinan los métodos por los cuales el yacimiento puede ser producido.

b) Litología. La porosidad, permeabilidad y el contenido de arcilla son factores litológicos que afectan el

proceso de inyección.

c) Profundidad del yacimiento. En yacimientos profundos, las saturaciones de petróleo residual son mas

bajas que en yacimientos someros; grandes profundidades permiten utilizar mayores presiones y un espacio

mas amplio, si el yacimiento posee un grado suficiente de uniformidad lateral.

d) Porosidad. Calcular la presion de inyección en el fondo. Se debe tener cuidado de no fracturar.

e) Permeabilidad. La permeabilidad controla la tasa de inyección de agua que se puede mantener en un

pozo de inyección para una presion en la arena.

f) Continuidad de las propiedades de las arenas. La continuidad favorece a la inyección de agua o gas,

líneas de referencia, línea de lutitas. Correlación de registro de pozo a pozo se puede determinar la

continuidad de las areniscas.

g) Saturación del fluido. Si Sor es buena se hacen proyectos de inyección de agua y gas. Si se queda se

hace terciaria.

h) Control de saturación de fluido y permeabilidades relativas.

10. Fuerzas capilares. Tensión superficial e interfacial. ¿qué es la humectabilidad o mojabilidad?

Cuando dos fases inmiscibles coexisten en un medio poroso, la energía de superficie relacionada con las

interfases de los fluidos influye en su saturación, distribución y desplazamiento.

- Humectabilidad. O mojabilidad afecta al comportamiento capilar y desplazamiento de las rocas del

yacimiento.

11. ¿Cuáles son los factores que pueden ser afectados por la humectabilidad? ¿Qué se define por presion capilar?

- la localización y la saturación de agua irreducible

- la distribución de los fluidos en el yacimiento

- el valor y la localización del petróleo residual



- el mecanismo de desplazamiento.

Presion capilar. Se define como la diferencia de presion a través de la interfase que separa dos fluidos

inmiscibles, uno de los cuales moja preferencialmente la roca.

12. Defina que es permeabilidad, explique la ley de darcy. explique los tipos de permeabilidad, enuncie sus

ecuaciones

Permeabilidad Es la facultad que tiene la roca para permitir que los fluidos se muevan a través de los espacios

porosos interconectados.

De acuerdo con la ley de darcy, la velocidad de avance de un fluido homogéneo en un medio poroso es

proporcional a la permeabilidad y al gradiente de presion, e inversamente proporcional a la viscosidad del fluido.

K=permeabilidad darcys

µ= viscosidad en la dirección de recorrido del fluido (CP)

L= Distancia que recorre el fluido

A =sección transversal (Cm2)

∆P= Diferencia de presión (atm)

Q= Tasa de producción (cm3/s)

Tipos de permeabilidad:

- Absoluta o específica: es la conductividad de una roca o material poroso cuando esta saturado

completamente por un solo fluido.

- Efectiva: es la conductividad de un material poros a una fase cuando dos o mas fases están presentes .

Cuando dos o mas fases están fluyendo simultáneamente en un medio poroso permeable.

- Relativa: Es la razón entre la permeabilidad efectiva y una permeabilidad base.

13. Diagramar el ciclo de monitoreo y control de la inyección de agua en base de equipos multidisciplinarios

Transporte

de HCB

Pozos prod.

De petróleo

Pozos

acuíferos Planta de

tratamiento

de agua

Facilidades

de

inyección

Pozos

inyectores

Reservorio

Facilidades

de

producción



14. ¿Cuál es el concepto de la distancia de desplazamiento de Buckley & Leverett? ¿Por qué algunas rocas pueden

tener una Sw igual o mayor al 50% y producen petróleo limpio sin corte de agua?

Si se considera que el agua está desplazando al petróleo, la ecuación determina la velocidad de avance de un

plano de saturación de agua constante que se mueve a través de un sistema poroso lineal.

El desplazamiento del petróleo en una roca humectada por agua es generalmente mas eficiente que en una

humectada por petróleo. Esto significa que la curva de flujo fraccional tiene un valor mas bajo a una

determinada saturación de agua.

15. ¿Qué es el término gravitacional que introdujo welge en la ecuación del flujo fraccional de gas?

La aceleración de la gravedad (981cm/s2)

16. El método de stiles asume 6 suposiciones para deducir sus ecuaciones y mantener los cálculos relativamente

simples, ¿cuáles son?

1. Geometría lineal, flujo laminar en el rsv.

2. Distancia del avance del frente de invasión es proporcional a la permeabilidad absoluta de dicha zona.

3. No existe flujo vertical, por consiguiente no hay flujo cruzado.

4. La producción de agua en el pozo productor. Cambia repentinamente de Oil a agua.

5. La producción fraccional del agua depende en cualquier instante de la capacidad de fluencia kh(md-pie)

6. Cada capa tiene la misma porosidad, la misma Kro en el frente (delante) del frente de invasión y la misma

Krw detrás del frente de invasión.

17. ¿qué es la saturación residual de petróleo y que es la saturación residual de gas?

Sor es el petróleo que queda en el yacimiento en la zona barrida, después de un proceso de desplazamiento.

Depende principalmente de la humectabilidad de la roca y del tipo de fluido desplazante.

Sgr es la saturación de gas residual, que corresponde a la saturación de la fase gaseosa que queda en el

yacimiento en la zona barrida después de un proceso de desplazamiento.

18. ¿En que se diferencian los valores de M para el cálculo de Cv y Ea en el método de desplazamiento de dykstra

&Parsons?

Cuando se halla Cv se halla a con Krw a sor y kro swi , sin embargo para allar Ea se halla M’ que esta en función

de krw a saturación de ruptura y kro a swi.

19. ¿En el método de dykstra & Parsons, el volumen total de agua requerida está definida por una ecuación, ¿cuál

es?

Wi= Wo+Wf+Wp

20. ¿cuáles son las características ideales de un proceso EOR? ¿Cuáles son los objetivos de la aplicación de los

métodos EOR? ¿Cuál es la clasificación de los métodos EOR?



Saturación de petróleo residual que permanece en sitios barridos por agua, una gran porción del yacimiento que

no es contactada por el agua inyectada y el petróleo no es desplazado de estas regiones a los pozos productores.

Además algo de petróleo de la zona barrida puede ser desplazado a las zonas no barridas, lo cual aumenta la

saturación de petróleo en estas zonas.

21. El tiempo de inyección de agua generalmente se calcula con una relación, cual es? La presion en el frente de

invasión está en función de varios factores, ¿cuáles son?

22. ¿qué entiende por variación de permeabilidad? De un ejemplo.

Dykstra & Parsons definen un coeficiente de variación de permeabilidad V, que mide la heterogeneidad Del

yacimiento.

23. ¿cuál es el parámetro principal del principio de desplazamiento de fluidos de Buckley & Leverett? Exponga su

metodología.

El principal elemento del método de B&L es la variación de la saturación de agua en el frente de invasión.

� � 5.615�� ø ��

Se fundamenta en la teoría de desplazamiento y permite estimar el comportamiento de un desplazamiento

lineal de petróleo cuando se inyecta agua o gas a una tasa constante en un yacimiento.

24. ¿Explique cuál es el parámetro principal del principio de desplazamiento de fluidos por stiles?

Variación de transmisibilidad.

25. Explique cuál es el parámetro principal del desplazamiento de Dykstra & Parsons. Exponga su metodología.

D&P fundamentan sus estudios en base a la variación de permeabilidad y WOR. El yacimiento de petróleo se

considera como un sistema estratificado formado por varios estratos y la recuperación de petróleo se calcula en

función de la razón de movilidad y de la variación de permeabilidad del sistema.

26. ¿Cuáles son los objetivos del ciclaje de gas?

1. Mantenimiento de la presion del yacimiento por encima de la presion de rocio evitar la condensación del

RSV. La condensación se debe dar en la superficie.

2. Eficiencia de desplazamiento. el espacio poroso al 100%

3. No quemar ni ventear

27. Escriba el significado de las siguientes siglas y sus ecuaciones:

- Ear:Eficiencia areal a la ruptura:

Arreglo en línea directa: Ear= 0.5472+0.3959*log(0.3+1/M)

Arreglo de 5 pozos: Ear= 0.626+0.3836*log(0.4+1/M)

Arreglo de 7 pozos: Ear= 0.726+0.3836*log(0.4+1/M)

Arreglo en línea alterna: si 1/M>=1 Ear= 0.794+0.1179*log(-0.5+1/M)

Arreglo en línea alterna: si 1/M< 1 Ear= 0.515+0.7807*log(1+1/M)

- GCpr: Gas condensado producido a la ruptura Gcpr=Vbrx*ø*(1-swi)*Ear/Bgc

- Gir: Gas seco inyectado acumulado Gir= FR*Gcpr*Bgc/Bg

- Tr:Tiempo de la fase inicial o de la ruptura tr=Gir/Qginy

- Qc: caudal de producción de condensado qcp= Ncpr/tr

- Qg:Caudal de gas seco Qgp=Gpr/tr

28. Escriba el significado de las siguientes siglas y sus ecuaciones: RGC, Gi/Gir, Ea,Gcp, Ncp y Gp.

RGC= Relación gas condensado RGC= ∆Gp/∆Ncp.

Gi/Gir: Gas seco acumulado inyectado durante la fase subordinada.

Ea: Eficiencia areal a la ruptura Ea= Ear+0.633*log(Gi/Gir)

Gcp: Gas condensado producido acumulado

Ncp: condensado producido acumulado. Ncp=2.38E-5*Gcp*GPM



Gp: gas seco producido acumulado. Gi-(Gcp*(Bgc/Bg))+Gcp-(379.4*Ncp*GEc*350/PMc)

29. Para una reserva recuperable de gas (Gp) cual es el procedimiento para determinar el volumen de licuables a

obtener en superficie?

Numero de galones de liquido que pueden obtenerse de 1000 PC de gas producido

��

��

�!"#�$ � #$ %&'%&' ( )*+ 1,-$. +&'/0+ 1+& ( )*+379.4"56 1000"56

�!"#�$ � 2.636 � #$ :$,-$.;

$�<

Donde Mi= peso molecular del componente

Yi=Fraccion molar del componente

ρliq= Densidad liquida de cada elemento

GE C7+ 0,795

P=4000 Psia

Comp %Molar Yi Mi

ρ

(lb/Gal) GPM

CO2 0,18 0,0018 44,01 6,88

N2 0,13 0,0013 28,02

C1 61,72 0,6172 16,04 2,5

C2 14,1 0,141 30,07 2,962

C3 8,37 0,0837 44,1 4,233 2,29858826

iC4 0,98 0,0098 58,12 4,686 0,32040169

nC4 3,45 0,0345 58,12 4,865 1,08644379

iC5 0,91 0,0091 72,15 5,199 0,33289197

nC5 1,52 0,0152 72,15 5,251 0,55053294

C6 1,79 0,0179 86,17 5,88 0,69147615

C7+ 6,85 0,0685 143 6,62235 3,8990597

100 Gal/Mpc 9,18

30. ¿Cuál es el procedimiento para normalizar las permeabilidades Kro y krw para una saturación de agua (Sw)

obtenida de registros?

col. (1)

Col. (2) Col (3) Col (4) Col. (5) Col. (6) Col. (7) Col(8)

Kro Sw1 Sw2 Sw3

Sw

(prom)

So/(1-

Swc)

col (6)*(1-

sat reg)

100-

(7)

1 8 25 37 23,3 100,0 85,0 15,0

0,9 11 27,5 39 25,8 96,7 82,2 17,8

0,8 13,5 30 41 28,2 93,7 79,6 20,4

0,7 16,5 32,5 44 31,0 90,0 76,5 23,5

0,6 20 35 46 33,7 86,5 73,5 26,5

col. (1)

Col. (2) Col (3) Col (4) Col. (5) Col. (6) Col. (7) Col(8)

Krw Sw1 Sw2 Sw3

Sw

(prom)

So/(1-

Swc)

col (6)*(1-

sat reg)

100-

(7)

0,5 62 73 86,5 73,8 34,1 29,0 71,0

0,4 59 70 83,5 70,8 38,0 32,3 67,7



0,3 56 67 80,5 67,8 42,0 35,7 64,3

0,2 52 63,5 76,5 64,0 47,0 39,9 60,1

0,1 46,5 58,5 71 58,7 53,9 45,8 54,2

Luego se grafica y se vuelven a leer datos de krw y kro con las nuevas saturaciones sw

31. Explique el cálculo del espaciamiento de muskat

Coeficiente de Muskat

= � �* > �"? ( 5@�A*2B

Donde:

qo = Caudal de petróleo [m3/dia]

i = Interés bancario por depreciación [0.05]

Pv = Precio de venta del petróleo [$us]

Cp= Costo de producción [$us/ m3]

to= Tiempo año fiscal[360 días]

I = Costo de perforación del pozo [$us]

Ecuación de la función “e”

CD.E�EFEGE � 1 H > H I ( J=K H 2=�1 H >�

Po= Recuperación unitaria de petróleo por

metro cuadrado.

Ao = Área unitaria = 1.0m2

Aplicando logaritmos:

(�*A*"*�* � L�M1 H > H I ( J=K H 2=�1 H >�N

Recuperación unitaria de petróleo

�O � PO Q R SO TU/WO

Espaciamiento.

X � YZ PO[ M\N

32. Describa los factores técnicos y económicos que establecen una recuperación eficiente por inyección de agua

4. Comportamiento de la rec. Primaria sor es un parámetro imporante, muy sensible al ssist de rec. Primaria

5. Volumen in situ de petróleo al inicio de la inyección de agua o de gas

6. Continuidad del espesor neto permeable

a) Secciones transversales (perfiles se acuñan en las arenas espesor, cuantas capas tenemos

b) Comportamiento de los trazadores radiactivos, pinturas de Iodo y naranja de metilo.

c) Pruebas de interferencia, Cuando se hacen aperturas y cierres de inyección de agua por ciclos.

7. Ver la determinación del tren de fracturas (densidad de fracturas) #fract./Km2

8. Capacidad de fluencia del reservorio, para el mecanismo de desplazamiento Stiles Kh.

9. Determinar la saturación de gas en el reservorio

10. Limites verticales o sellos en tope y base de la formación bien definidos

11. La rec. Primaria es un proyecto multidisciplinario

12. Fuente de provisión de agua

Aguas subterráneas (200-700m), volumen de agua, calidad del agua

13. El agua de inyección debe ser compatible con el agua de formación, el acido carbónico bloque la k, lo ideal

sería inyectar agua salada, de igual salinidad que el agua de formación.

Petaca 600 – 700Ppmm Ion Cl-



Devónico 25000PPm

14. Campañas de presion de fondo, se hacen 2 veces al año

15. Selección de pozos inyectores Vs, Pozos productores. Linea directa o alterna, five spot

16. Proyecto piloto, la kh esta incluida en la permeabilidad; estimación de al recuperación (Np) métodos de

desplazamiento empíricos, estimulación, Stiles, D&P, Welge; condiciones mecánicas del pozo.

17. El costo de pozos inyectores y productores.

18. Perforacion de pozos de relleno(infill drilling)si

19. Aspectos económicos.- utilidades ¿Qué ganamos con la iny. De agua? Todos los índices de rentabilidad.

20. Aplicar modelos de simulación.

33. En qué consiste el sistema de recuperación térmica por inyección de vapor?

El comportamiento depende básicamente del tamaño del arreglo, el vapor se inyecta continuamente en el pozo

inyector, lo cual genera en la formación una zona de vapor que avanza a una tasa siempre decreciente. A fin de

reducir las pérdidas de calor cuando ocurre la ruptura del vapor se debe reducir la tasa de inyección del vapor

hasta un valor conveniente.

34. En que consiste el sistema de recuperación térmica por combustión “In Situ”? explique su proceso, ventajas y

desventajas. Ejemplo.

Es un método donde una porción del petróleo en el yacimiento (cerca al 10%) se quema para generar el calor,

obteniéndose una alta eficiencia térmica.

Existen tres tipos de procesos de combustión en el yacimiento:

- Combustión convencional “hacia adelante” la zona de combustión avanza en la misma dirección del flujo de

fluidos;

- Combustión en reverso o “contra corriente”, la zona de combustión se mueve en dirección opuesta al flujo

de fluidos.

- Combustión húmeda, Mejor conocida como proceso COFCAW, en el cual se inyecta agua en forma

alternada con el aire creándose vapor que contribuye a una mejor utilización del calor y reduce los

requerimientos de aire.

El proceso de combustión in situ se inicia generalmente bajando un calentador o quemador que se coloca en

el pozo inyector. Luego se inyecta aire en el fondo del pozo y se pone a funcionar el calentador hasta que se

logre el encendido. Después que se calientan los alrededores del fondo del pozo, se saca el calentador, pero

se continúa la inyección de aire para mantener el avance del frente de combustión.

35. ¿Cuántos y cuáles son los valores de WOR en los ábacos de Dykstra & Parsons?

0.1, 0.2, 0.5, 1, 2, 5, 10, 25, 50, 100.

36. Si no hay datos de laboratorio para Kro y Krw, ¿cómo se pueden estimar estas curvas?

Desafortunadamente, muchos yacimientos considerados aptos para la inyección de agua o gas se caracterizan

por la ausencia de datos de permeabilidad relativa. En esta situación, se pueden utilizar muchas ecuaciones que

han sido desarrolladas para estimar la permeabilidad relativa.

37. ¿Cuáles son las características de la roca y los fluidos para el ciclaje de gas en yacimientos heterogéneos?

- El yacimiento consiste de estratos de permeabilidad uniforme aislados, sin flujo cruzado entre capas.

- El desplazamiento es de tipo pistón sin fugas.

- Flujo continuo y sistema lineal

38. ¿Cuáles son las suposiciones que hay que tomar en cuenta para el ciclaje de gas en yacimientos

heterogéneos?

39. ¿Cuál es la ecuación para determinar la posición del frente en el estrato en yacimientos heterogéneos?



�]�^ � �]% � # ( _#K H ]̀a^ �1 ( #K�# ( 1

La ecuación da la distancia de avance del frente en la capa.

40. Explique la ecuación de la eficiencia vertical de barrido, o intrusión fraccional, llamado también convergencia

vertical en el ciclaje de yacimientos heterogéneos?

5) � ) H ∑ ��1% �c$�^d]6

La expresión completa de la intrusión fraccional, esta fórmula permite calcular la intrusión fraccional que ha sido

invadida, cuando se produce la ruptura en la capa m

41. ¿En qué consiste la fase inicial del ciclaje de gas en yacimientos homogéneos?¿qué particularidad tienen Qc,

Qg y la RGC?

Inicio del ciclaje hasta que aparezca el 1º volumen de gas seco en la etapa inicial

Qc= en la etapa inicial es la relación entre Ncpr/tr

Qg= Gpr/tr

RGC= Qgp/Qcp

Todos estos valores se hallan con los valores de la primera fase, ya que es el volumen que se obtiene desde que

comenzó la inyección.

42. ¿En qué consiste la fase subordinada del ciclaje de gas en yacimientos homogéneos? ¿qué particularidad

tienen Qc, Qg y la RGC?

En la fase subordinada se hace una relación de Gi/Gir, el cual se llama factor de reemplazo y generalmente es

mayor a 1, que representa el porcentaje adicional de gas que se debe inyectar respecto al volumen inyectado en

la fase inicial los valores de Qc, Qg y RGC se hallan a partir de diferencias ∆ de volúmenes con respecto a la etapa

inicial. Qc= ∆Ncp/(t-tr) , Qg= ∆Gp//(t-tr) ; RGC = ∆Gp/∆Ncp

43. Escriba la ecuación del promedio de la presion en el frente de invasión de agua en yacimientos de petróleo.

�e � #ghgiO jk. l m��n μpQ H �

44. Cuál es la función del tiempo adimensional tD para calcular la presion promedio en el frente de invasión?

Este parámetro nos permite hallar la presion promedio del frente de invasión.

45. ¿Cuáles son las suposiciones que hay que tomar en cuenta en el mecanismo de desplazamiento de Welge?

- Flujo lineal y continuo de dos fases : gas y petróleo

- El desplazamiento se lleva a cabo a presion y temperatura constante a condiciones de yacimiento.

- Se aplica solo cuando el petróleo es desplazado por gas o por un fluido inmiscible N2,CO2, aire, HCB, Etc. Se

inyectará aire cuando se usen lodos neumáticos.

- La saturación de agua connata es inmóvil (irreductible) siempre que el fluido mojante sea el agua.

- El avance del gas es paralelo a los estratos de la formación.

46. ¿Cuál es la ecuación del flujo fraccional de gas cuando el avance es de buzamiento abajo, el gas como fluido

desplazante y el petróleo como fluido desplazado?



47. ¿Cuál es la ecuación del flujo fraccional de gas cuando el avance del frente es vertical, el gas como fluido

desplazante y el petróleo como fluido desplazado?

48. ¿Cuáles son los criterios de diseño en la inyección cíclica de vapor?



49. Los métodos más importantes de recuperación térmica son: por inyección de vapor de agua y el de combustión

in situ.(FR=30%)

50. Una parte de la energía en recuperación térmica se emplean como el calor con el fin de disminuir la viscosidad

del petróleo pesado.

51. La inyección cíclica en sistemas de recuperación térmica es a nivel de pozo y la inyección continua es a nivel de

reservorio.

52. La recuperación secundaria es mejor en yacimientos de petróleo cuando la Py esta ≥ al punto de burbuja y en

yacimientos de gas cuando la Py esta ≥ al punto de Rocío.

53. Explique las características de los mecanismos de producción según Thakur y Satter:



54. La inyección de agua tuvo sus comienzos el año 1865 esta primera inyección ocurrió accidentalmente.

55. De acuerdo con la posición de los pozos inyectores y productores, la inyección de agua se puede llevar a cabo de

dos formas diferentes : periférica o externa y por arreglos o dispersa.

56. La relación de gas condensado y gas seco está en función de µc y µg.

57. De hecho la permeabilidad, la porosidad y el contenido de arcilla son factores litológicos que afectan la

invasión.

58. En un gráfico semilog de Kro/Krw vs. Sw “b” representa la pendiente y “a” representa el valor de la recta a una

saturación sw=0

59. La distancia de avance de un plano de saturación constante Sw es directamente proporcional al tiempo y al valor

de la derivada a esa saturación

60. Las ecuaciones de Buckley & Leverett para definir el avance del frente de invasión dependen fundamentalmente

de la variación de la saturación de agua.

61. La eficiencia de desplazamiento por gas generalmente es menor que la eficiencia de desplazamiento por agua.

62. En función del espesor acumulado, en el método de stiles, la tendencia de las curvas k es decreciente y de Kh es

creciente.

63. Welge desarrollo las ecuaciones de la fracion de gas fg para dos características de flujo: con termino de

segregación gravitacional y sin termino de segregación gravitacional

64. Por el método de Dykstra & Parsons se puede determinar : Np como función del WOR, Wi como función del Np

y Np como función del tiempo

65. ¿Cómo puede disminuir la viscosidad del petróleo pesado en el yacimiento?

Aumentando calor para reducir la viscosidad del petróleo y así aumentar su movilidad para producir.

66. Existen diferentes métodos de recuperación no convencionales, donde los dos grandes grupos son:

Recuperación térmica, recuperación microbiana.

67. Los métodos no térmicos abarcan los procesos: Químicos y los miscibles.

68. La mayoría de los procesos químicos involucran la inyección de materiales que usualmente no están presentes

en los yacimientos. Entre ellos se encuentran: Surfactantes y espumas, polímeros; soluciones alcalinas y

combinación de ellas.

69. El dióxido de carbono en estado liquido es el agente miscible preferido para la recuperación de petróleo, pero

debido a su baja temperatura crítica generalmente se encuentra en estado gaseoso.

70. La permeabilidad es una propiedad muy particular de la roca reservorio y no del fluido que pasa a través de ella.

71. la relación de movilidades de dos fluidos como son el agua y el petróleo están en función de la permeabilidad y

la viscosidad.

72. La variación de la permeabilidad se puede hacer por los métodos: Miller – Lenz y Dykstra&Parsons

73. En el mecanismo de desplazamiento se ha asumido que las fuerzas capilares y gravitacionales son

insignificantes.

74. En la inyección cíclica de vapor de agua, el período de inyección es de 3 a 7 dias.

75. El inyectar agua fuera de la zona de petróleo en los flancos del yacimiento, se llama inyección tradicional o

periférica externa.

76. El inyectar agua dentro de la zona petrolífera se llama inyección en arreglos o inyección de agua interna.

77. En qué consiste la combustión húmeda?

Constituye una solución para la segunda limitación de proceso convencional

78. La estructura es el principal factor de la segregación gravitacional



79. Muestre y explique el esquema del avance selectivo del gas seco inyectado en yacimientos heterogéneos

80. ¿Cuáles son las condiciones de presion del yacimiento para aplicar sistemas de recuperación secundaria en

yacimientos de petróleo?

81. ¿Cuáles son las condiciones de presion del yacimiento para aplicar sistemas de recuperación por ciclaje en

yacimientos de gas?

Cuestionario reservorio III

Engineering

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