Yacimientos

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REACONDICIONAMIENTO DE POZOS
8VO SEMESTRE
INGENIERIA DE PETROLEO Y DE GAS
UNEFA TUCUPIDO RIBAS GUARICO

UNIDAD V REVISION DE RESERVAS. REVISION Y ANALISIS DE REGISTROS ELECTRICOS. GENERACION DE RESERVAS
5.1 Arenas Prospectivas
5.2.1 Definición
5.2.2 Características
5.2.3 Virgen
5.2.4 En explotación o en producción.
5.2Posición Estructural del pozo
5.3.5 Avance del Acuífero Asociado
5.3.6 Expansión de la Capa de Gas Original o Secundaria
5.3 Propiedades de los Fluidos y de la Roca
5.4 Unidad Hidraulica
5.5.7 Definición
5.5.8 Características
5.5.9 Ventajas y Desventajas

5.1 Arenas Prospectivas

5.2.1Definición: Una formación o arena presenta prospectiva si existen evidencias de presentar, mostrar o contener hidrocarburos en volumen comercial. Puede darse el caso de no contener hidrocarburos en volumen comercial, aun con la implantación de un proyecto de recuperación mejorada, pero puede presentar características similares a otra formación muy cercana en la columna estratigráfica del (los) pozo(s) que permitan realizar una completación en conjunto (commingled) permitiendo así que arenas comercialmente no prospectivas se convierten en tales al ser producidas como una sola unidad.

5.2.2 Características Entre las características más notables que se deben considerar se deben mencionar las propiedades de la roca y de los fluidos pero sino la continuidad de la formación y suinterconexión a lo largo de la misma.

1. Porosidad efectiva
2. Permeabilidad absoluta y relativa a cada fluidos
3. Saturación inicial y connata o intersticial de agua: agua móvil e inmóvil
4. Posible interconexión entre áreas de drenaje de pozos
5. Interferencia horizontal y vertical que permite determinar la continuidad horizontal de los estratos permeables y analizar laexistencia de comunicación vertical en arenas estratificadas (multizonas)
6. Indice de productividad IP): medida del potencial del pozo o de su capacidad de producir, y es una propiedad de los pozos comúnmente medida. En algunos pozos el IP permanecerá constante para una amplia variación en la tasa de flujo, en tal forma que ésta (tasa de flujo) es directamente proporcional a la diferencialde presión en el fondo. En yacimientos con mecanismo de producción de empuje por agotamiento, el IP de los pozos decrece a medida que el agotamiento procede o aumenta debido al aumento en la viscosidad del petróleo por la liberación del gas en solución y a la reducción en la permeabilidad de la roca referida al petróleo por disminución de la saturación de petróleo.
7. Razón de movilidades omovilidades de los fluidos
8. Daño de la formación
9. Mecanismos de producción predominante en la vida del yacimiento.
10. Compresibilidad de la roca y de los fluidos
11. Tipo de fluidos a condiciones de yacimiento (Rs, Bo, Bg, µo, µg)
12. Tipo de Yacimiento: Subsaturado (grado de subsaturación), saturados (con o sin capa de gas), volumétrico, con o sin acuífero asociado(tipo de activo del acuífero: fuerte, mediano, débil, ninguna), ancho de la ventana.
13. Tipo de roca: consolidada (fuertemente, buena, pobre) o no consolidada
14. Migración de finos: velocidad o tasa de flujo crítica, prevención de producción de finos
15. Geometría de los yacimientos: la orientación y forma física de un yacimiento puede influir seriamente en la productividad delmismo. Sus configuraciones varían desde una simple forma de lente hasta algunas excesivamente complejas tales como fallas no sellantes en sectores. La mayoría de las rocas que conforman los yacimientos supuestamente se acomodaron en capas como si fueran sábanas o pastelitos. Sus características físicas, por lo tanto, tienden a ser muy diferentes y con distintas direcciones, lo que se conoce como...
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