EXAMEN: PRIMER PARCIAL DE CARACTERIZACION DINAMICA DE YACIMIENTOS
1.
¿Que estudia la caracterizacion estatica de yacimientos? La caracterización estatica del Yacimiento 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 de los Lentes, Litología y Límites Límites de la Roca, que unidos a pruebas de Yacimientos Yacimientos permiten definir con mayor claridad el Yacimiento. La caracterización de Yacimientos (descripción de las propiedades del sistema, roca-fluido) es una tarea compleja, en las que intervienen diversas disciplinas tales como: Petrofísica, Geología, Geofísica, Geoquímica, Producción,.
2.
¿Que estudia la caracterizacion dinamica de yacimientos yacimientos y cuales son los parametros parametros que la definen? Describe la interaccion de los fluidos dentro del v olumen de roca a condiciones dinamicas. Sus parámetros son: Definición de yacimientos de hidrocarburos Diferentes clasificaciones de yacimientos Porosidad Saturación de fluidos Permeabilidad Tensión superficial e interfacial Fuerzas capilares y presión capilar Mojabilidad Análisis PVT Presiones de fondo y estaticas
3.
¿Para que se utilizan los registros de produccion y cuando es que se obtienen? Los registros de producción son aquellos que se toman después que se han cementado las tuberías de revestimiento, revestimiento, colocado el aparejo de producción y disparado disparado el intervalo productor, es decir, después de la terminación inicial del pozo. Estos registros permiten conocer con mayor detalle el comportamiento del pozo y de las formaciones, como son la evaluacione de la eficiencia de la terminación, información detalla de las formaciones que producen o aceptan fluidos, detección de zonas ladronas, canalización en el cement, perforaciones taponadas, fugas mecanicas, etc. En el caso de pozos inyectores los registros registros de producción son utilizados principalmente principalmente en la determinación de los perfiles de inyección para determinar la inyección de un mayor volumen de agua y su mejor distribución dentro de la formación.
4.
¿Qué es el estado mecanico del pozo? Para que el pozo se comporte como se planeo es necesario que todos los componentes que lo integran funcionen correctamente, tales como la TR, la tubería de producción, empacadores, tapones, válvulas, etc. Los registros de produccion permiten detectar fugas, daños de corrosión internas y externas de la tubería, asi como daños en los empacadores y otros dispositivos.
5.
¿Cuales son los registros geofisicos que se usan para medir el gasto de hidrocarburos en un pozo? Existen dos tipos de medidores de gasto de tipo hélice: los medidores de flujo continuo, y los medidores de flujo con empacador inflable. El medidor de flujo continuo es un medidor de tipo hélice que se utiliza para medir las velocidades de los fluidos en el interior de las tuberías de producción y revestimiento. La herramienta es colocada en medio de la columna de fluido por medio de centradores de resorte y corrido a una velocidad constante en contra de la dirección del flujo. La
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velocidad de la hélice, que es una función lineal de la velocidad del fluido respecto a la herramienta, se registra continuamente contra la profundidad. El medidor de flujo con empacador inflable es similar al medidor de flujo continuo, solo que cuenta con un empacador inflable, el cual al sellarse contra las paredes del pozo hace que todo el flujo pase a través de la sección de medición; el e mpacador es resistente a los hidrocarburos y se infla con una bomba hidráulica. Las restricciones causadas por el empacador pueden ocasionar que la herramienta sea empujada hacia arriba cuando se tengan altos gastos de producción; esto impone un límite superior al gasto, de aproximadamente 1,900 bls/d, con un registrador de 2 1/8" en una T.R. de 7".
¿Para que se ocupa el registro de temperatura? La temperatura es el tercer parámetro que se puede m edir en los pozos en estado dinámico. Este registro fue probablemente el primero de los registro de producción; se utilizó inicialmente para localizar entradas de gas y líquidos. El registro de temperatura se utiliza para localizar daños en las tuberías de r evestimiento y producción, para localizar canalizaciones y establecer el gradiente geotérmico.
7.
¿Para que se emplea el registro sonico de cementacion? La herramienta consta de dos secciones; Acústica y electrónica, Fig. 6. La sección acústica contiene un transmisor y un receptor, generalmente espaciados tres pies. La onda sonora emitida por el transmisor viaja a través de la TR. y es detectada por el receptor. La sección electrónica mide la amplitud de la porción deseada de la señal del receptor y la transmite a la superficie para ser registrada. La amplitud de la onda es función del espesor de la tubería y de la resistencia, de la adherencia y espesor del cemento. En tuberías no cementadas, la amplitud es máxima; en tubería cementada (completamente circundada por una capa de cemento, menor de 3/4¨ de espesor ) la amplitud es mínima.
8.
¿Para que se utiliza el registro de fluidos y cuales parametros se determinan? El muestreo de fluidos se realiza al principio de la vida productiva del yacimiento y es utilizado para recuperar fluidos representativos del pozo. La profundidad de la prueba es seleccionada de acuerdo a las características del fluido, proporcionadas por el gradiomanómetro o el densímetro. Existen dos formas de recolectar las muestras.
Muestreo de fondo Muestreo por recombinación superficial Los análisis PVT son absolutamente necesarios para llevar a cabo el diseño de instalaciones de producción, análisis nodales, diversas actividades de la Ingeniería de Yacimientos que permiten obtener cálculos como el POES del yacimiento, predecir su vida pr oductiva, definir los esquemas óptimos de producción, evaluar métodos de recuperación secundaria y mejorada y demás propiedades que predicen el comportamiento de los pozos a medida que son explotados.
EXAMEN: SEGUNDO PARCIAL DE CARACTERIZACION DINAMICA DE YACIMIENTOS
1.
Calcule la presion estatica de cada pozo al plazo de referencia, mediante la informacion adjunta, de pozos correspondientes al campo Nuevo progreso:
2. ¿Qué nos indica el aforo de un pozo petrolero? Una de las formas de medición del gasto diario de producción de los hidrocarburos obtenidos en un pozo es el sistema de aforo. Con la informacion anteriormente mencionada se pueden elaborar mapas de ci mas, espesores netos impregnados, producciones acumulativas, calidad de los aceites, secciones diagramáticas de campos e historias de producción, etc. 3. ¿Qué es una seccion diagramatica de un capo productor de hidrocarburos? Determina la estructura geologica, la naturaleza de las rocas, los ca mbios de facies de manera longitudinal. La sección longitudinal diagramática de un pozo e s una representación del campo que se elabora con información de la base de datos (nombre del pozo, profundidad total, estado mecanico, etc) 4.
¿Cuáles son los mecanismos de recuperacion de hidrocarburos en yacimientos naturalmente fracturados? De acuerdo a las características geométricas de los YNF en el sistema de fracturas se tiene un desplazamiento muy eficiciente de fluidos y con respuesta a los gradientes de presión. Los bloques-matriz son muy sensibles a los gradientes de presión y a interacciones muy rápidamente con los fluidos que rodean a las fracturas. Los mecanismos que contienen la expulsión de los fluidos de los bloques-matriz son: Expansión: durante la producción primaria y en ausencia de un empuje hidráulico el aceite se recupera a través de un proceso de expansión roca-fluido. Exudación: el efecto combinado de una imbicion capilar y la segregación gravitacional permite la expulsión del aceite por exudación. Desplazamiento viscoso: Dependiendo de las movilidades de los fluidos residentes en los bloques matriz, estos son expulsados y desplazados por gradientes de presión en las fracturas. Convección y difusión: Debido a gradientes térmicos y composicionales lo fluidos residentes en la matriz pueden ser expulsados por transferencia de masa y segregación gravitacional, Para el caso de presencia de gas en las fracturas, la situación es la misma, dado que la matriz tiende a ser mojable por aceite y no por el gas, por lo que las únicas posibilidades de recuperación de petróleo son por segregación gravitacional como en el caso anterior.
5.
¿En que se basa el analisis de las curvas de declinacion y como se clasifican los diferentes tipos de curvas de un yacimiento petrolero? El análisis de las curvas de declinación no se basa en la teoría fundamental, pero si en observaciones empíricas de la declinación de la producción. Sin embargo, el análisis de las curvas de declinación es fundamental como un proceso empírico basado en observaciones históricas del comportamiento del pozo. Debido a su carácter empírico, el análisis de curvas de declinación se aplica, según se considere apropiado para cada situación particular. Hay tres tipos de curvas de declinación definidas como Exponencial, Hiperbólica, y Armónica.
En general la declinación exponencial es el método más comúnmente utilizado al inicio de la historia de producción de un pozo o campo, como una forma conveniente.
6. ¿Para que se utilizan las curvas de declinacion y cual es su metodo de analisis? El análisis de curvas de declinación es un procedimiento gráfico utilizado para el análisis de la disminución de las tasas de producción y la previsión de rendimiento futuro de los pozos de petróleo y gas. Un ajuste de la curva de rendimiento de producción en el pasado se hace uso de ciertas curvas de nivel. Este ajuste de la curva se extrapola para predecir el rendimiento potencial en el futuro. Análisis de curvas de declinación es una herramienta básica para la estimación de reservas recuperables. Método de análisis: 1. Yacimiento con un gasto en función del tiempo en una gráfica semilogarítmica (eje logarítmico) y el gasto vs producción acumulada a escala en coordenadas cartesianas. 2. Teniendo en cuenta el hecho de que los datos al inicio de la explotación no es lineal, ajustar una línea recta a través de la parte lineal de los datos, y determinar la disminución de la tasa "D" de la pendiente (- D/2.303) de la gráfica semi-log, o directamente de la pendiente (D) de la curva de producción acumulativa. 3. Extrapolar a q = q E para obtener los hidrocarburos recuperables. 4. Extrapolar a cualquier tiempo determinado el gasto de abandono para obtener un pronóstico de la tasa y los hidrocarburos recuperables acumulados hasta ese punto en el tiempo.
EXAMEN: TERCER PARCIAL DE CARACTERIZACION DINAMICA DE YACIMEINTOS 1.
¿Para que se utilizan las curvas de incremento y de decremento de presion en un pozo petrolero? Se analizan para conocer las propiedades del yacimiento y las condiciones del pozo. Prueba de incremento de presión.- Es la medición continua de la presión y temperatura en el fondo y la superficie de un pozo durante un periodo de cierre, iniciando el registro durante el periodo de flujo previo a la prueba Prueba de decremento de presión.- Es la medición continua de la presión y temperatura en el fondo y la superficie de un pozo durante al menos un periodo de flujo, iniciando el registro durante el periodo de cierre previo a la prueba.
2.
¿Qué mide una curva de potencial absoluto de un pozo productor de hidrocarburos? El potencial absoluto o a flujo abierto del pozo de gas se define como el gasto de gas correspondiente a una presión de fondo fluyendo igual a la atmosférica. El proceso para determinar el potencial absoluto de un pozo de gas es casi universal utilizando como base la ec. De darcy. 3.
Si en un campo petrolero se cuenta con una produccion anual de hidrocarburos de 1,451.1 MMBPCE y una reserva calculada de 14,307.7 MMBPCE determine ¿en que tiempo (años) se recuperara?
4. ¿Qué es el efecto SKIN por que se produce y como se calcula? Se define como cualquier factor que afecte a la formación reduciendo o impidiendo la producción de hidrocarburos en un pozo. Los principales daños a la formación son: hidratación de arcillas cambio de mojabilidad invasión de fluidos movimiento de finos invasión de solidos incrustaciones 5. Indique las causas de baja productividad de un pozo petrolero Las causas de baja productividad pueden ser: baja permeabilidad relativa, baja porosidad, alta RGA, alta RAA, baja presión del yacimiento, disminución de la permeabilidad absoluta, daño, mal diseño del aparejo de producción.
