Lab Yacimiento

¿Qué es un Yacimiento?
CONCEPTOS BÁSICOS
Es una unidad volumétrica, geológico, con límites definidos y con características petrofisicas que permiten la acumulación de hidrocarburos.
¿Funciones del Ingeniero de Yacimientos?
a) Identificar tipo de fluido que esta presente en el yacimiento y estimar reservas.
Petróleo Gas Agua
Estimación de Reservas en Situ y reservas recuperables
b)Identificar tipo de mecanismo de empuje primario presente en el yacimiento. Expansión Roca-Fluido
Gas en Solución
Capa de Gas
Hidráulico
Segregación Gravitacional Combinaciones
Secuencial
Simultáneamente
c) Seleccionar el mecanismo secundario más adecuado para obtener un % de Recobro adicional alto de hidrocarburos.
¿Qué necesita saber el Ingeniero de Yacimientos para cumplir su función?
a)Propiedades de las rocas Porosidad (Ø)
Porosidad Absoluta
Porosidad Efectiva Saturación (So, Sg, Sw)
Permeabilidad (K) Humectabilidad
Hidrófilos
Oleófilos Presión Capilar
Tipo de Proceso de desplazamiento Drenaje
Inhibición
b) Propiedades de los fluidos
Viscosidad del Petróleo (μo)
Factor Volumétrico del Petróleo (Bo) Relación Gas Disuelto-Petróleo (Rs) Solubilidad del gas enpetróleo crudo (S) Factor Volumétrico del Gas (Bg)
c) Datos de Producción y Presión (P, Qo, Qw, Qq, Np, Gp, Wp en función del tiempo)
Porosidad Efectiva: La porosidad efectiva (Øe) es la relación entre el volumen de huecos o poros, conectados entre sí, y el volumen total de la roca.
φe = Volumen..Poroso..Conectados..entre..si Volumen..Total..de..la..Roca
Saturación: En primer lugar se denominaSaturación a la fracción del espacio poroso ocupado por el fluido. Por definición, la suma de la saturación es 100%.
So = Volumen..de..Petroleo ; Sg = Volumen..de..Gas ; Sw = Volumen..de..Agua Volumen..Poroso..Total Volumen..Poroso..Total Volumen..Poroso..Total
Viscosidad del Petróleo: En general, la viscosidad de un fluido es una medida de la fricción interna o resistencia que ofrecen susmoléculas a fluir. En el caso de petróleo deben distinguirse dos tipos de viscosidad: viscosidad de un petróleo sin gas en solución, y viscosidad de un petróleo a determinada P y T llevando consigo la cantidad de gas Rs, que puede disolverse a esas condiciones. Se puede observar que por debajo de la presión de burbujeo, la viscosidad disminuye con aumento de presión debido al efecto del gas que entra ensolución, pero por encima del punto de burbujeo la viscosidad aumenta con presión ya que no ocurre solubilidad adicional de gas y sólo actúa la compresibilidad.
Comportamiento de la Viscosidad con Presión Sistema Isotérmico (T=Ctte)
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Factor Volumétrico del Petróleo: El factor volumétrico del petróleo se define como el volumen que ocupa a condiciones de yacimiento un barril normal de petróleomás su gas en solución. También puede definirse como el cambio de volumen que experimenta la fase líquida al pasar de las condiciones de yacimiento a las condiciones de superficie como consecuencia de la expansión líquida o liberación del gas en solución. En general el valor de Bo será mayor que la unidad debido a que el gas entra en solución.
Comportamiento de Bo con presión Sistema Isotérmico(T=Ctte)
Desde la Pi hasta la Pb no se libera gas y el fluido permanece en estado monobásico, sin embargo como los líquidos son ligeramente compresibles, el volumen del fluido aumenta. Por debajo de la Pb la expansión liquida continua, pero su efecto sobre el aumento en volumen es insignificante comparado con un efecto mucho mayor que es la reducción en el volumen de liquido debido a laliberación de gas, que estaba disuelta en el petróleo.
Relación Gas disuelto-Petróleo: La relación gas petróleo en solución se define como el número de pies cúbicos normales de gas que pueden disolverse en un barril normal de petróleo cuando ambos son llevados a las condiciones de presión y temperatura prevalecientes en el yacimiento.
La Figura ilustra el comportamiento típico de Rs vs. Presión a...