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Ingeniería de Yacimientos

Quinto Semestre

INGENIERIA DE YACIMIENTOS En los últimos años, la ciencia de la ingeniería de yacimientos petrolíferos petrolíferos ha surgido como una rama altamente técnica y eficaz, bien definida como ingeniería del petróleo. Hoy en día, son comunes las enormes inversiones para la recuperación del petróleo y gas; basadas en estudios de yacimientos y predicciones del comportamiento de los mismos. Ingenieros de yacimientos y geólogos están explorando y desarrollando nuevos métodos, conceptos y ecuaciones para calcular, con mayor precisión el comportamiento de yacimientos, de manera que nos permita desarrollar y producir campos de petróleo y gas en la forma de obtener una alta recuperación racional y económica. Las herramientas del Ingeniero en Yacimientos son: La geología del subsuelo, las matemáticas aplicadas y las leyes fundamentales de física y química, que controlan el comportamiento de los estados líquido y gaseoso, del petróleo crudo, gas natural y agua que se encuentran en las rocas del yacimiento. El petróleo crudo, gas natural y agua, son fluidos de mayor interés para los ingenieros petroleros; aunque, estos fluidos pueden presentarse como sólidos o semisólidos; generalmente, a presiones presiones y temperaturas bajas se presentan en forma de parafina, hidratos de gas, hielo o crudos de alto punto de flujo; en el yacimiento y en los pozos, tales sustancias se hallan como fluidos, en estado líquido o gaseoso, o frecuentemente en ambos estados. ING. BETTY MONTAÑO SUAREZ

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Quinto Semestre

Finalmente, la ingeniería de yacimientos es de interés, a todo ingeniero petrolero, desde el ingeniero de perforación, que planifica un programa de perforación, hasta el ingeniero de corrosión que diseña la tubería de producción, para la vida productiva de un pozo. 1.1. DEFINICIONES PREVIAS.

INGENIERIA DE YACIMIENTOS. Es el conjunto de métodos, análisis y

desarrollo práctico - científico tendiente a lograr el mas completo conocimiento de las características de los yacimientos de hidrocarburos, de su historial pasado y de su comportamiento actual; estableciendo predicciones futuras de producción en función a diversas alternativas de explotación para lograr una óptima recuperación de petróleo con un excelente rendimiento económico. FUNCIONES DE LA INGENIERIA DE YACIMIENTOS. Comprende las

siguientes funciones: A. Evaluar y conocer las propiedades de la roca que constituye el reservorio determinando en especial sus características petrofísicas de porosidad (  ), saturación de fluidos (So, Sg, Sw), permeabilidad (K), etc. B. Conocer y evaluar los cambios y propiedades de los fluidos del reservorio en función de la presión y temperatura. Las determinaciones de PVT, factor de volumen, solubilidades, viscosidades, etc. C. Establecer el volumen de hidrocarburos ( in – situ y recuperable) que existen en el reservorio. ING. BETTY MONTAÑO SUAREZ

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D. Determinar las condiciones y variaciones de la presión y temperatura del yacimiento desde el inicio de su producción hasta el término de la explotación. E. Establecer la energía y sistema de explotación primaria que predomina en el yacimiento, definiendo alternativas óptimas de recuperación final. F. Definir el cuando y como de la aplicación de mecanismos de recuperación mejorada (Mantenimiento de presión, secundaria y terciaria). G. Establecer finalmente la óptima explotación total y recuperación última del reservorio bajo los parámetros económicos más recomendables. 1.2.- CONCEPTOS FUNDAMENTALES.

PROPIEDADES PETROFISICAS. El estudio de las propiedades de las

rocas y su relación con los fluidos que contienen en estado estático o de flujo se denomina petrofísica; las de mayor importancia son: La porosidad, permeabilidad y saturación de los fluidos. POROSIDAD. Es una medida de los espacios vacíos de la roca que no están

ocupados por los fragmentos sólidos, se define como una fracción del volumen bruto total de la roca que no está ocupado por sólidos.

 

 =

VOL . BRUTO  VOL . OCUPADO POR SOLIDOS  VOL . BRUTO TOTAL

* 100

Porosidad en Porcentaje (%)

ING. BETTY MONTAÑO SUAREZ

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También se podría definir a la porosidad como el espacio libre disponible para almacenar fluidos; o sea, es la relación de volumen de huecos sobre el volumen total de la roca. Debido a la sedimentación con que se fue formando la roca en millones de años, varios de sus espacios internos quedaron aislados del resto, mientras que otros se mantuvieron interconectados. Este aspecto da origen a dos clases de porosidad: Porosidad Absoluta 

Porosidad Efectiva 

Total Espacios Porosos Volumen Bruto Total

Espacio Poral Interconectado Volumen Bruto Total

Para los cálculos de la Ingeniería que establecen el volumen de hidrocarburos que pueden fluir, se considera la porosidad de los poros interconectados o sea la Porosidad Efectiva. Así mismo desde un punto de vista geológico o sea en el origen de la deposición se tendría: Porosidad Primaria u original que se forma en el momento de la deposición de la roca misma y Porosidad Secundaria que se forma por procesos inducidos o posteriores de origen químico – geológico (fracturas, cavernas por disolución de calizas, etc.). PERMEABILIDAD. Es una medida de la facilidad de flujo de un fluido a

través de un medio poroso. H. Darcy desarrolló una ecuación que se


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convirtió en una de las principales herramientas matemáticas del ingeniero petrolero. V  

K DP * U DL

Donde: V

=

Velocidad aparente del flujo de fluido (cm /segundo)

K

=

Factor de proporcionalidad ó permeabilidad (darcies)

U

=

Viscosidad del fluido (centipoises)

(DP / DL)= Pérdida de presión por distancia (atmósferas /cm) Y como el caudal Q es igual a Velocidad * Área Se tiene sustituyendo: Q

K DP A U DL

Donde: A = Sección o área seccional por donde cruza el fluido (cm2) Q = Caudal de flujo cm 3 / seg  SATURACION DE FLUIDOS. De acuerdo a la historia de formación de

los yacimientos petroleros se establece que los poros de la roca fueron inicialmente llenados con agua, dado el origen marino de las “Formaciones de Rocas Madres”. El petróleo y gas se fue moviendo

posteriormente a

estas “trampas” desplazando el agua a una mínima saturación residual.

Al descubrir un yacimiento se suele encontrar comúnmente una distribución estática de fluidos como ser: de Gas – Petróleo y Agua en todo el yacimiento llegando a definir el término de “saturación de fluidos”; que usa


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como una fracción ó porcentaje del espacio total de poros ocupado por un fluido determinado o sea: So 

Volumen de Petróleo Volumen Total de Poros

* 100

So = Saturación de petróleo en porcentaje (%) Por las mismas razones de origen, se tendrá que en todo yacimiento y mejor definido, en cada poro hay una saturación de agua que no puede extraerse ni reducirse. Es la capa de agua que rodea a cada grano de roca y constituye el agua irreducible, intersticial ó connata (Swi, Swc). 1.3. CLASIFICACION DE LOS YACIMIENTOS. Existen diversas formas para

clasificar a los yacimientos de hidrocarburos: A) De acuerdo al tipo y características de la Roca – Reservorio:

- Areniscas: (Formadas mayormente por sedimentación) - Calizas: (Formadas por acumulación de calcitas o dolomitas) B) De acuerdo al tipo de trampas:

- Estructural: (Anticlinal,

plegamiento,

etc,)

formado

por

plegamientos,

movimientos, fallas,) - Estratigráfico: (Formado por canales, barreras, arrecifes, discordancias, cambios de facies). C) De acuerdo al tipo de fluido almacenado:

- De petróleo y gas disuelto. - De petróleo, gas disuelto y gas libre. - De gas. ING. BETTY MONTAÑO SUAREZ

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- De condensado. D) De acuerdo al tipo de presión original:

- Yacimientos sobre saturados: Donde la presión del yacimiento es menor que la presión de saturación. (Existe casquete de gas libre). - Yacimientos bajo saturados: donde la presión original es mayor que la presión de saturación (sólo hay gas disuelto). - Yacimientos saturados: donde la presión original es igual a la presión de saturación. E) De acuerdo al tipo de empuje ó energía:

- Yacimientos de empuje por Gas en Solución. - Yacimientos de empuje por Gas Libre. - Yacimientos de empuje por Agua. - Yacimientos de empuje por Segregación Gravitacional. 1.4. CLASIFICACION DE RESERVORIOS.

EL RESERVORIO. La roca reservorio ó el reservorio es la formación

rocosa capaz de contener gas, petróleo y agua. Para ser productora comercialmente debe tener suficiente espesor y extensión de área con una buena porosidad y permeabilidad en toda la roca. Asimismo, las condiciones de presión y densidad del fluido existente deben ser adecuadas para permitir su explotación a través de pozos que atraviesen esta roca reservorio. RESERVORIO PETROLIFERO. Es aquel que contiene gas, petróleo y agua

en proporciones variables entrampado en las cavidades porosas de la roca; ING. BETTY MONTAÑO SUAREZ

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estas cavidades están interconectadas lo cual facilita el flujo ó movimiento de los fluidos. La energía de estos reservorios puede deberse a la alta presión de almacenaje del líquido gas o agua, lo cual permite su explotación con diferentes caudales y presiones en superficie por medio de los pozos perforados en el área. El petróleo ó aceite, cuya densidad es menor a la del agua y no se mezcla con ella, de tal forma que en cada reservorio de acuerdo a las densidades se distribuyen el gas en la parte superior, el petróleo en la parte media y el agua en la parte inferior. Asimismo normalmente la parte líquida tiene gas en solución. RESERVORIO GASIFERO. El gas natural esta siempre asociado con el

petróleo producido de un reservorio y energía proveniente del gas almacenado bajo presión es probablemente el mejor sistema ó ayuda para extraer el petróleo de los reservorios. El gas está asociado con el petróleo y agua en dos formas principales en el reservorio: Como gas en solución y como gas libre en casquete de gas ó en reservorios totalmente gasíferos. En condiciones adecuadas de presión y temperatura tales como por ejemplo: altas presiones y bajas temperaturas se da lugar a mantener el gas en solución estable en petróleo y al explotar estos reservorios en superficie el gas se desprende del petróleo pudiendo ser así mismo aprovechado o quemado. La composición del gas está conformada mayormente por metano en el orden de 90% el resto del compuesto son el etano, propano y otros elementos más pesados. ING. BETTY MONTAÑO SUAREZ

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RESERVORIO DE CONDENSADO. El condensado es un hidrocarburo que

en el yacimiento se encuentra en estado gaseoso en cuya composición aún predomina un alto porcentaje de metano (alrededor de 70 – 80 %); pero las cantidades relativas de los componentes más pesados son mayores que en el caso del gas seco. Al iniciar la explotación de este hidrocarburo, por las variaciones de presión y temperatura, en superficie el hidrocarburo adopta estado líquido y en el reservorio gradual se produce el fenómeno de la CONDENSACION RETROGRADA o sea la formación de condensado líquido por la gradual reducción de la presión del yacimiento. 1.5. CONCEPTOS BASICOS SOBRE RESERVAS.

RESERVAS DE HIDROCARBUROS. Para que exista una reserva de

hidrocarburos en el subsuelo son necesarias las siguientes condiciones: A. La existencia de una fuente de deposición orgánica que da origen a la formación del estado líquido ó gaseoso de los hidrocarburos. B. La existencia de condiciones de porosidad (espacios vacíos en las rocas) y permeabilidad (canales a través de las rocas) que permitan la acumulación y flujo de los hidrocarburos. C. La existencia de una capa impermeable superior ó barrera que entrampa el hidrocarburo almacenado e impida su migración a otras zonas ó su disipación al salir a la superficie. RESERVA ORIGINAL “IN-SITU”. Es

la reserva inicial de hidrocarburo

que se tiene en el yacimiento o sea el volumen original cuando este fue encontrado. ING. BETTY MONTAÑO SUAREZ

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RESERVA PRODUCIDA. Es aquel

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volumen de hidrocarburo, que se

encontraba almacenado en una roca reservorio y que finalmente ha migrado hacia la superficie, mediante métodos de explotación. RESERVA REMANENTE. Es aquel hidrocarburo, que ha quedado como

residuo en el yacimiento. RESERVA PRIMARIA. Es la que se obtiene por surgencia natural del

yacimiento. RESERVA SECUNDARIA. Es aquella, que se puede obtener mediante

mecanismos de recuperación secundaría. 1.6. CONCEPTOS BASICOS DE PRODUCTIVIDAD ECONOMICA.

REVORIO

PROBADO. Es aquel cuya productividad económica es

sustentada ya sea por datos de producción, pruebas de formación ó si los análisis de núcleos y/o interpretación de perfiles eléctricos demuestran una productividad económica con una certeza razonable. AREA PROBADA. Se considera área probada a:

A. La porción delineada por la perforación y definida por el contacto de fluidos (gas – petróleo y/o agua – petróleo) si es que hubieran. B. Las porciones adyacentes todavía no perforadas, pero que pueden ser juzgadas razonablemente, de productividad económica, en base a información geológica y de ingeniería disponible. ING. BETTY MONTAÑO SUAREZ

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C. En ausencia de información relativa a contactos de fluidos, la presencia de hidrocarburos en la parte mas baja de la estructura, controla el límite inferior del reservorio. RESERVA PROBABLE. Probablemente esta sustentada en datos que

pueden demostrar una productividad económica con menos certeza que la reserva producida. RESERVA POSIBLE. Probablemente está sustentada en datos que pueden

demostrar una productividad económica con menos certeza que la reserva probable. 1.7. PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DEL YACIMIENTO.

RELACION DE SOLUBILIDAD DEL GAS EN EL ACEITE “Rs”.

La

dependencia de este parámetro con las variables mencionadas antes se explica de la manera siguiente; para un aceite y un gas, de composiciones conocidas, a temperatura constante, la cantidad de gas en solución aumenta al incrementarse la presión y a presión constante, esa cantidad disminuye al aumentar la temperatura. Para cualquier presión y temperatura la cantidad de gas disuelto aumenta al igualarse las composiciones de gas y petróleo. La relación de solubilidad del gas en el aceite se expresa en términos del volumen total de gas disuelto entre el volumen de aceite al cual está asociado,

es

decir,

en

m 3 gas

disuelto

a

C.S.

(Condiciones

Standard)/ m 3 aceite a C.A. (Condiciones Atmosféricas).


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FACTOR VOLUMETRICO DEL ACEITE “Bo”.

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Los volúmenes de aceite que

se manejan en un yacimiento sufren cambios considerable, debido principalmente a la presencia del gas disuelto; estos cambios se contemplan mediante el factor de volumen del aceite; que se define como el volumen de aceite o petróleo que ocupa en el yacimiento, con su gas disuelto; un volumen unitario de aceite medido en la superficie. Se puede definir, como un factor, que representa el volumen de petróleo saturado con gas, a la presión y temperatura del yacimiento, por unidad volumétrica de petróleo a condiciones normales. También se le denomina “factor monofásico”, ya que en el yacimiento, lo que en la superficie sería petróleo y gas, se encuentra en una sola fase líquida. Se identifica por el símbolo Bo y se expresa generalment en barriles en el yacimiento (BB) por barril a condiciones normales (BF). Volumen  Aceite  Gas Disuelto @ c. y.  BB  BF Volumen de Aceite @ c. s.  

Bo  

FACTOR VOLUMETRICO DEL GAS “Bg”. Es

un factor que representa el

volumen de gas libre, a presión y temperatura del yacimiento, por unidad volumétrica de gas libre a condiciones normales. También se puede definir como la razón que permite comparar el volumen unitario por el gas en el yacimiento con el volumen que ocuparía al pasar a condiciones de superficie. Se identifica por el símbolo Bg y sus unidades generalmente son barriles en el yacimiento (BB) por pie cúbico de gas a condiciones normales (PCS).  VolumenGas @ c. y.  PC  Volumen de Gas @ c. s.  PCS

Bg  


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FACTOR

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Bg  0,02828

zT

PC

P

PCS

Bg  0,00504

zT

BB

P

PCS

VOLUMETRICO

DE

LA

FASE

MIXTA. Es un factor

adimensional, que representa el volumen en el yacimiento a determinada presión y temperatura, de la unidad volumétrica de petróleo a condiciones normales más su gas originalmente en solución (a presión de burbujeo). El volumen de hidrocarburo en el yacimiento estará formado por petróleo saturado con gas (a las condiciones del yacimiento), más gas libre (diferencia entre el gas original menos el gas en solución para saturar el petróleo). De allí que también se le denomine factor volumétrico bifásico. Se expresa por el símbolo Bt y sus unidades son las mismas de Bo. Bt  Bo  Bg ( Rsi  Rs)

VISCOSIDAD. Es la propiedad que determina la cantidad de resistencia

opuesta a las fuerzas cortantes. La viscosidad se debe primordialmente a las interacciones entre las moléculas del fluido. COMPRESIBILIDAD. Se define como el cambio de volumen que sufre un

volumen unitario por unidad de variación de presión o sea: C


1dv  

Vdp

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Donde: dv dp

es dependiente negativa, por lo que el signo negativo convierte la

compresibilidad C en un valor positivo. Debido a que el valor de la pendiente dv varía con la presión, la dp

compresibilidad es diferente a cualquier presión, siendo mayor generalmente al disminuir esta. Cf.......................................... 4 – 14 *

Cw........................................ 3 – 6 *

10    Kgr 2   Cm 

Co......................................... 7 * 140 *

Gas a 70

Kgr Cm 2

Gas a 350

10    Kgr 2   Cm 

1

5

1

5

10    Kgr 2   Cm 

.............. ...1300-1800 *

1

5

10    Kgr 2   Cm 

 Kgr  10   ...................70-300 *   2 2 Cm  Cm  Kgr

1

5

1

5

1.8. METODOS DE CALCULOS DE RESERVAS. En la moderna tecnología de

ingeniería de Yacimientos, se establecen tres métodos para el cálculo ó estimación de las reservas de hidrocarburos, a.-

Método Volumétrico


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b.-

Método Analítico de Balance de Materia

c.-

Método Computarizado con Modelos Físico-Matemáticos

1.9. METODO VOLUMETRICO. Son

los más adecuados en toda etapa

preliminar de estimación de reservas y se basan en la ecuación volumétrica tradicional: N  A * h *  * 1  S W 

N

=

Volumen Original “In-Situ” de Hidrocarburos

A

=

Área Probada

h

=

Espesor Promedio Neto



=

Porosidad Promedio

Sw

=

Saturación de Agua Promedio

La ecuación (1) puede descomponerse en tres etapas: Volumen de Roca

=

(A*h) acre-pie

Porosidad Promedio

=

 Fracción

Saturación de Agua Promedio =

Sw Fracción

DETERMINCAION DEL VOLUMEN DE ROCA Rx. El metodo volumétrico

usa mapas del subsuelo isopacos basados en información obtenida de registros eléctricos, nucleos, pruebas de formación y producción. Un mapa de curvas de nivel o de contorno del subsuelo, muestra líneas que conectan puntos de una misma elevación, a partir de la parte superior del estrato de referencia o estrato base; por consiguiente muestra la estructura geológica. ING. BETTY MONTAÑO SUAREZ

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Un mapa isopaco neto muestra líneas que conectan puntos de igual espesor neto de la formación y las líneas individuales se denominan líneas isopacas. Estos mapas determinan el volumen bruto total del yacimiento. El mapa de contorno se usa en la preparación de mapas isopacos donde existen contacto petróleo-agua, gas-agua, gas-petróleo. Se debe seleccionar adecuadamente el espesor neto de la arena productiva del campo, a partir de los perfiles eléctricos y delinear el área productiva del campo, determinado por los contactos de fluidos, fallas o barreras impermeables sobre el mapa de curvas de nivel.

Para determinar el

volumen aproximado de la zona productiva a partir de las lecturas del planímetro se emplean frecuentemente dos ecuaciones: Volumen de un tronco de pirámide: h

V RX  *  An  An1  An * An 1  3

Volumen de un trapezoide: V RX 

An

h 2

*  An  An 1 

= Línea encerrada por la línea isopaca inferior

An+1 = Linea encerrada por la línea isopaca superior h

= Intervalo en pies entre las líneas isopacas

METODOS DE OBTENCION DE VALORES MEDIOS DE POROSIDAD Y SATURACION DE AGUA PARA CADA POZO EN PARTICULAR Y EL YACIMIENTO. Para todo calculo volumétrico es imprescindible, el tener

valores promedios de porosidad ING. BETTY MONTAÑO SUAREZ

 y

saturación de agua Sw; debido a que 16


Quinto Semestre

estos parámetros pueden variar tanto horizontalmente como verticalmente en un yacimiento. Para tal efecto se procede a determinar un valor medio de porosidad



y saturación de agua Sw, en base a registros, análisis de

núcleos, etc., asimismo se estables los valores espesor total h. DETERMINCAION DE LOS VALORES MEDIOS DE PORISIDAD (  ) PARA UN POZO. Promedio Aritmético. Teniendo como base el perfil eléctrico del espesor

total de la formación productora, se divide en una serie de intervalo. Tramos que tengan características similares. in

   i

 PZ 

n = Numero de intervalos escogidos

i 1

n

Promedio Ponderado. Considerando que la porosidad es un propiedad que

varia tanto en sentido vertical como arealmente y basado en el primer caso se tiene: in

  * e  i

 PZ 

i

i 1

i n

e

ei = Numero de intervalos escogidos

i

i 1

DETERMINCAION DE LOS VALORES MEDIOS DE (  ) PARA UN YACIMIENTO. Se puede obtener de la forma similar al obtenido para un

pozo. Promedio Aritmético. in

    YAC 

i 1

PZi i

n

n = Numero de pozos


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Promedio Ponderado. in

   YAC 

* H i 

PZ i

i 1

H = Espesor Total de la formación productora

i n

 H

i

i 1

en cada pozo. Isoporosidades. Sobre un plano de localización de los pozos, se anotan los

valores medios de porosidad para cada pozo y se procede a la configuración de curvas de igual valor. Se miden las áreas definidas por las curvas del plano de isoporosidades y se calcula el valos ponderado. A ma x



 YAC 

 dA

;

0

A max



= Valor de porosidad de cada una de las curvas

DETERMINCAION DE LOS VALORES MEDIOS DE SATURACION DE AGUA (Sw) PARA UN POZO.

Promedio Aritmético. i n

 Sw  i

Sw PZ 

i 1

n

n = Numero de intervalos escogidos Swi= Saturación de agua de cada intervalo

Promedio Ponderado. i n

 Sw

i

Sw PZ 

* ei 

i 1

i n

e

ei = Espesor de cada intervalos escogidos

i

i 1

n = Numero de intervalo


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DETERMINCAION DE LOS VALORES MEDIOS DE SATURACION DE AGUA (Sw) PARA UN YACIMIENTO. Promedio Aritmético. i n

 Sw  SwYAC 

PZi i

i 1

n

n = Numero de pozos Swpzi= Saturación media de cada pozo

Promedio Ponderado. i n

 Sw SwYAC 

PZ i

i 1

* H i 

i n

 H

H = Espesor Total de la formación productora

i

i 1

en cada pozo. Isosaturaciones. Sobre un plano de localización de los pozos, se anotan los

valores medios de saturación de agua congénita para cada pozo y se procede a la configuración de curvas de igual valor. Se miden las áreas definidas por las curvas del plano de isoporosidades y se calcula el valos ponderado. A ma x



SwYAC 

SwidA

0

A max

Swi = Valor de saturación de cada curva

1.10.SATURACION DE FLUIDOS. En un yacimiento normalmente esta

presente mas de un fluido, donde pueden alcanzar posiciones de equilibrio hidrostático y dinámico, desplazando en su recorrido agua de los intersticios hasta una saturación mínima llamada agua congénita, cuando un yacimiento es descubierto, este puede contener aceite, agua y gas. La saturación de fluidos, es utilizada para indicar la presencia de fluidos en la ING. BETTY MONTAÑO SUAREZ

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Quinto Semestre

formación. Se define como: La fracción o porcentaje de espacio poroso ocupado por un fluido en particular a condiciones de yacimiento. Matemáticamente se puede expresar: S f 

Volumen de Fluidos @ C .Y . Volumen de Poros

Saturación de Aceite. S O 

Volumen de Aceite @ C .Y . Volumen de Poros

Saturación de Gas. S g 

Volumen de Gas @ C .Y . Volumen de Poros

Saturación de Agua. Sw 

Volumen de Gas @ C .Y . Volumen de Poros

1.11. PRESION DEL YACIMIENTO. Mientras que un yacimiento se permanece

desconocidos, se encuentra en condiciones de equilibrio estático, pero desde el primer momento en que el primer pozo atraviesa la formación productora se inicia un proceso de cambio en las condiciones de presión, temperatura y de las características de los fluidos, que dan lugar a la producción del petróleo y gas. Tres son los factores básicos que influyen en este proceso de extracción de los hidrocarburos y son: Diferencia de Presión; Viscosidad del Petróleo y Gas; Permeabilidad de la Roca PRESION. La presión del yacimiento es el parámetro más importante y

vital, pues define la energía y la vida productiva del yacimiento; su conocimiento y medición debe determinarse y efectuarse con mucha ING. BETTY MONTAÑO SUAREZ

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Quinto Semestre

precisión, siendo, esta muy importante en los cálculos de la ingeniería de yacimientos, la cual ha desarrollado, una serie de técnicas de campo y cálculos, para establecer su valor en cada momento y en cada pozo. La presión puede establecerse en

Kgr cm 2

(sistema métrico),

Lb Pu lg 2

ó Psi

(sistema inglés americano) y dado que nuestra industria tiene mayor relación con la tecnología americana, se adopta el sistema inglés, o sea, presión en Psi. Su medición es posible con medidores especiales, que comprenden elementos de medición, registros y control del tiempo; la presión se obtiene bajando el registrador al pozo y colocándolo frente o lo más cerca posible del nivel productor. Las presiones pueden ser de las siguientes clases: Presión Estática de Fondo: Presión medida cuando el pozo esta cerrado

(presión de cierre). Presión de Fondo Fluyente: Presión medida a pozo abierto (presión de

flujo). Presión de Surgencia: Presión medida en superficie a pozo abierto. Presión Acumulada: Presión medida en superficie a pozo abierto Presión de Restitución: Presión obtenida con medición prolongada de

presiones con control de tiempo y ajuste posterior de cálculos en pozo cerrado. Presión de Agotamiento: Presión obtenida por medición prolongada en

pozo abierto con control de tiempo. ING. BETTY MONTAÑO SUAREZ

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Obtener la presión estática del yacimiento, a un tiempo cualquiera después de iniciada la producción debe emplearse un método que nos permita calcular: n

 P i

Pr esión Pr omedia 

0

n

Donde n representa el número de pozos. n

 P * A i

Pr esión Pr omedia por Unidad Superficial 

i

0 N

 A

i

0

Donde n representa el número de unidades de yacimiento. n

 P * A * h i

Pr esión Pr omedia por Unidad Volumétrica 

i

i

0 n

 A * h i

i

0

Donde n representa el número de unidades de yacimiento. Es muy importante conocer, que solo es de interés obtener la presión promedia en las partes que contienen hidrocarburos, para este efecto, el método volumétrico debe utilizarse en los cálculos de reservas por el método volumétrico como en el método de balance de materiales. Dibujar un mapa isobárico y con un planímetro, medir la áreas entre isobáricas e isopacas, en un método para obtener la presión promedia volumétrica.


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