Ingeniería de Yacimientos

En la mayoría de las discusiones de los temas antes publicados en el blog de yacimientos se menciona lo referente a la geometría del flujo, o simplemente se asume geometría lineal de flujo, es decir, flujo en sistemas lineales. Desplazamiento lineal ocurre en capas uniformes de sección transversal constante donde los extremos de entrada y de salida están abiertos al flujo. En estas condiciones al frente de inundación avanza como un plano (despreciando las fuerzas de gravedad), y cuando llega al extremo de salida, la eficiencia de barrido es 100 por 100, es decir, 100 por ciento del volumen de la capa que ha entrado en contacto con el fluido desplazante se inyecta y el desplazado se produce a través de pozos localizados respectivamente en los extremos de entrada y de salida de una capa lineal uniforme, el frente de inundación no es un plano, y la eficiencia de barrido a la ruptura es mucho menor del 100 por ciento. En esta forma se puede definir la eficiencia de barrido como la razón de

La razón de la rata de producción, en barriles fiscales por día a la presion diferencial (pe-pw) en el punto medio del intervalo productor, se denomina índice de productividad J. índice de Productividad=j= Qw/(pe-pw) Unidades: bl/día/Lpc El índice de productividad es una medida del potencial del pozo o de su capacidad de producir, y es una propiedad de los pozos comunmente medida. Después de un período de cierre del pozo suficientemente largo para obtener equilibrio en la presion del yaciemiento, empleando un medidor de presión de fondo se determina la presión estática p-e, y luego que el pozo haya producido a una rata estabilizada por un tiempo determinado se mide la presión fluyente en el fondo, p-w empleando el mismo medidor. La diferencia (pe - pw) se denomina presion diferencial o caída de presión (p - pw). La rata de flujo se determina por medio de medidas en el tanque de alamcenamiento o, en algunos casos, de medidas de los separadores o con medidores de desplazamiento positivo.

Las pruebas de pozo son una función técnica clave en la industria petrolera y del gas. A menudo se usa una prueba de pozo como la tecnología principal para monitorear el desempeño de tales inversiones o para diagnosticar comportamientos no esperados de pozo o reservorio. Los resultados del análisis de la data de pruebas de pozo son usados para tomar decisiones de inversiones. Las pruebas de pozo proveen información para establecer las características del reservorio, prediciendo el desempeño del mismo y diagnosticando el daño de formación. El análisis de prueba de presión es un procedimiento para realizar pruebas en la formación a través de la tubería de perforación, el cual permite registrar la presión y temperatura de fondo y evaluar parámetros fundamentales para la caracterización adecuada del yacimiento. También se obtienen muestras de los fluidos presentes a condiciones de superficie, fondo y a diferentes profundidades para la determinación de sus propiedades; dicha información se

En este artículo haremos énfasis en otros dos mecanismos de producción, uno ocurre de manera natural y se conoce como el mecanismo de compresibilidad de la roca y de los fluidos y el otro mecanismo él cual ocurre de manera inducida se le conoce como el mecanismo de inyección de fluidos. -Compresibilidad de la roca y de los fluidos: Este mecanismo de producción consiste en que a medida que la presión dentro del yacimiento se ve disminuida la roca porosa se comprime ocasionando así una reducción significativa del espacio poroso o de los poros de la roca; esta disminución del volumen poroso hace que los fluidos contenidos en la roca puedan moverse desde un punto de mayor presión a un punto de menor presión, este punto de menor presión por lo general se ubica en el lugar de perforación del pozo y por esta razón los fluidos pueden desplazarse hacia la superficie. Este mecanismo de producción puede existir para cualquier valor de presión. La reducción de la presión en el yacimi

Por definición los gases naturales se pueden definir por su temperatura y presión inicial en yacimientos de gas seco, gas húmedo y gas condensado. -Yacimientos de gas seco: Estos gases están conformados por metano e hidrocarburos que no tienden a condensar en la superficie, necesariamente su temperatura inicial excede a la temperatura crincondentérmica. Además hay que destacar que estos gases poseen sus moléculas totalmente dispersas debido a las bajas presiones y esto conlleva a que las fuerzas moleculares entre ellas sea muy débil por lo cual el gas no suele condensar es decir no tiende a cambiar de estado gaseoso a liquido. Estos gases por lo general no tienden a entrar en la curva de rocío debido a que la presión es disminuida siempre a temperatura constante por lo cual no se genera líquido. -Yacimientos de gas húmedo: Al igual que los gases secos su temperatura inicial esta por encima de la temperatura cricondentérmica, generalmente estos hidrocarburos se presenta

En el siguiente articulo explicaremos de manera resumida y precisa los 4 mecanismos de empuje que se producen de manera natural e inducida, entre estos mecanismos tenemos a la segregación gravitacional, empuje por capa de gas, empuje por gas en solución y empuje por agua. -Segregación Gravitacional: Este mecanismo de empuje por lo general hace que el gas que se libera del petróleo por compactación vaya directamente hacia el tope del reservorio mientras que el petróleo liquido vaya hacia el fondo verticalmente, este fenómeno ocurre por la permeabilidad de la roca, esta permeabilidad debe ser alta para que las fuerzas gravitacionales superen lo suficiente a las fuerzas viscosas. Para que la recuperación de hidrocarburos sea mayor debe existir una capa de gas inicial en el yacimiento. Debido al alto buzamiento que deben presentar estos yacimientos para que pueda ocurrir de manera optima la segregación gravitacional, existe un proceso que hace que el gas se mueva hacia arriba y el petr

. -Factor volumétrico de formación del gas (Bg): El factor volumétrico de formación del gas consiste principalmente en la relación que existe entre el volumen que ocupa un gas a condiciones de presión y temperatura de yacimiento entre el volumen que ocupa un gas a condiciones de presión y temperatura normales. Con el siguiente grafico podremos explicar de manera clara como se comporta el factor volumétrico de formación del gas a medida que disminuye la presión. La presión inicial debe ser igual o menor a la presión equivalente en el punto de burbuja para que se pueda producir gas en el yacimiento, en la grafica vemos que inicialmente el volumen de gas que se produce a medida que disminuye la presión va aumentando de manera muy pobre debido a que las burbujas que se forman del gas que se libera ocupan un volumen muy pequeño y están aisladas por lo cual no pueden liberarse fácilmente; posteriormente se observa que el volumen de gas aumenta de manera brusca a

¿ Cuando se deben tomar las muestras ? Las muestras son tomadas los primeros dias de producción esto se hace antes de que ocurra un caída considerable de presión en el yacimiento. Tambien cuando la presión sea mayor o igual a la de burbujeo del crudo original. Consecuencias de la toma de muestras cuando la Pyac< Pb Si Sg < Sgc,la muestra tomada tiene en solución una cantidad de gas menor que el petóleo original. Si Sg>Sgc, la muestra tomada puede tener exceso de gas y presentar una Pb mayor que la presión original . Tipos de Muestreo Muestreo de Fondo: Se baja una herramienta donde se acumula una muestra de petróleo con gas en solución a las condiciones de P y T del punto de muestreo. Ventajas y Desventajas del Muestreo de Fondo - No requiere de medición de tasas de flujos de gas y líquido. - Excelente para crudos subsaturados. - No se toman muestras representativas cuando Pwf <> - No se recomiendan para pozos con grandes columnas de agua. - Pueden ocurrir fugas de fluid