Cuestionario De Reservorio Ii-1 5l4mv

CUESTIONARIO DE RESERVORIO II INGENIERÍA DE PETRÓLEO Y GAS N. CUESTIONARIO RESERVAS II

1. Para que son usados los diagramas de fases (PVT) en yacimientos de hidrocarburos.  Son elaborados para comprender con más detalles las características de los yacimientos de una forma gráfica, y así poder determinar los límites entre los estados que se pueden encontrar los hidrocarburos. Las pruebas PVT consisten en una serie de procedimientos de análisis en el laboratorio, diseñado para proveer valores de las propiedades físicas del aceite y del gas. Los estudios realizados a partir de estas pruebas dan como resultado la obtención de las siguientes propiedades:  Presión en el punto de burbuja  Factor de volumen del aceite  Factor de solución gas-aceite  Coeficiente de compresibilidad isotérmica del gas  Viscosidad del aceite y del gas

2. A condiciones de superficie que diferencia existe entre un reservorio de gas en solución con un reservorio de condensación de gas, explique.  Reservorio de gas en solución El Empuje por Gas en Solución es a veces llamado Empuje por Gas Interno, Empuje Por Gas Disuelto, Empuje por Depletación, Empuje Volumétrico o Empuje por

Expansión de Fluidos. Este es el principal mecanismo de empuje para aproximadamente Un tercio de todos los reservorios de petróleo del mundo. En un reservorio de Empuje Por Gas en Solución no existe capa de gas o Empuje por Agua. La saturación de agua Promedia dentro del volumen poroso está cerca al 3. Si en un yacimiento cuenta con casquete de gas y gas en solución de petróleo a una presión de aproximadamente 5320 psi. Se clasificara como un petróleo saturado o como un petróleo bajo saturado, explique. 4. Explique, que efectos causan la condensación retrógrada cuando se origina en las proximidades de la boca de pozo. 5. Que es la permeabilidad de la absoluta, efectiva y relativa, explique.  La permeabilidad absoluta se define como la capacidad que tiene una roca de permitir el flujo de fluidos a través de sus poros interconectados, cuando el medio poroso se encuentra completamente saturado por un fluido  La permeabilidad efectiva es la capacidad de flujo preferencial o de transmisión de un fluido particular cuando existen otros fluidos inmiscibles presentes en el yacimiento (por ejemplo, la permeabilidad efectiva del gas en un yacimiento de gasagua)  La permeabilidad relativa es la relación entre la permeabilidad efectiva de un fluido en particular, con una saturación dada, y la permeabilidad absoluta de ese fluido en condiciones de saturación total. Si en una roca existe un solo fluido presente, su permeabilidad relativa es de 1,0. El cálculo de la permeabilidad relativa permite la comparación de las diferentes capacidades de los fluidos para fluir en su respectiva presencia, ya que la presencia de más de un fluido por lo general inhibe el flujo. 6. Explique el índice de desplazamiento hidrostático dentro del balance de materia. 7. Si en pozos perforados a mayor profundidad la tendencia que existe es encontrar yacimiento de gas o de condensado de gas, porque en algunos casos estas mismas profundidad o a mayores se presenta yacimiento petrolíferos, explique. 8. Dentro del diagrama de fases indique la zona donde se calcula la recuperación de gas húmedo, recuperación de gas seco, y recuperación de líquido?

9. Considerando que un yacimiento de condensación retrógrada de gas se encuentra levemente por encima de la presión de saturación como debería presentarse las características petrofísicas del yac. para obtener mayor recuperación de líquido. Explique? 10. Si se tiene gas libre inicial en el reservorio y después de un tiempo de producción como determina la recuperación fraccional.

11. Dentro del diagrama de fases en qué tipo de yac. se produce la vaporización y evaporización.

Para yacimientos donde la temperatura mayor a la temperatura critica, el fluido se encuentra en fase gaseosa, A medida que la presión disminuye la composición del fluido permanecerá constante. hasta alcanzar la presion del punto de roció por debajo de esta presión se condensa el liquido del fluido del yacimiento en forma de roció, a ese yacimiento se le denomina yacimiento de punto de rocio.

12. Dentro de la zona bifásica del diagrama de fase explique cómo varía el factor de desviación de gas La fugacidad de un gas puede interpretarse como una “presión corregida”, siendo el coeficiente de fugacidad, φi, el factor de corrección que recoge la desviación del gas de la idealidad. De esta manera, el cálculo de la fugacidad vendría dado por la siguiente expresión:

(2) que resulta especialmente apropiada para calcular la fugacidad de fases no condensadas (gases o vapores). En el caso de gases ideales, el coeficiente de fugacidad es igual a la unidad y la fugacidad es igual a la presión parcial. En el caso de gases no ideales, el coeficiente de fugacidad proporciona una medida de la desviación del comportamiento de gas ideal. La fugacidad de una fase condensada (líquido o sólido) puede considerarse como una presión una presión de vapor corregida y el coeficiente de fugacidad del vapor se calcula de forma similar a la del gas, pero a la temperatura del sistema y a la presión de vapor del componente puro.

13. Para tener buenos datos de los parámetros del fluido tales así como relación gas – pet., factor volumétrico, gravedad del petróleo, y gas, razones de gas disuelto, etc. en qué condiciones se deben de tomar las muestras. Explique? 14. Entre la energía de casquete de gas y separación gravitacional, cuál de los dos es el que tiene mayor efectividad de desplazamiento de fluidos y en qué condiciones

SEGREGACIÓN GRAVITACIONAL A medida que disminuye la presión y el gas en solución es liberado, este comienza a desplazarse hacia el tope del yacimiento debido a la densidad y a la resistencia al flujo vertical, si el flujo vertical es apto y las fuerzas gravitacionales son mayores que las fuerzas viscosas dentro del yacimiento, se comenzará a formar una capa de gas que permitira desplazar el petróleo hacia el pozo, si por el contrario ese flujo vertical tiene alta resistividad entonces ese gas se desplazara a una zona de menor presión, que en nuestro caso sería el pozo y por consiguiente se comenzará a producir. La recuperación de petróleo para este mecanismo usualmente esta en el rango de 40 a 80% y es el más eficiente en comparación con los otros mecanismos naturales.

condiciones propicias para que los yacimientos presenten segregaciónde sus fluidos son: que posean los espesores considerables, altapermeabilidad y que los gradientes de presión no gobiernen totalmente elmovimiento de los fluidos

EMPUJE POR CAPA DE GAS La presión inicial del yacimiento es igual a la presión de burbuja, existiendo inicialmente una capa de gas, a medida que disminuye la presión por efecto de producción, la capa de gas comienza a expandirse desplazando al petróleo hacia el pozo. La eficiencia de recuperación promedio para un reservorio con capa de gas es del orden de 20 a 40 % del petróleo original en sitio.

Por lo general, este tipo de empuje ocurre cuando existe: 1. Baja viscosidad del petróleo. 2. Alta gravedad API del petróleo. 3.Alta permeabilidad de la formación 4.Alto relieve estructural.5. Caída moderada en la producción y presión del yacimiento.6. Gran diferencia de densidad entre el petróleo y el gas.7. No hay producción de agua o es relativamente baja.8. Relación gas-petróleo aumenta rápidamente en pozos altosestructuralmente.9. Relación gas-petróleo constante durante la primera mitad de laproducción, luego aumenta.10. Factor de recobro moderado, por lo general 30 por ciento

15. Que efecto de incidencia realiza al HCB gasífero el factor de encogimiento por impurezas y por licuables. ¿Explique? Factor de encogimiento por impurezas y licuables en planta (feilp) Es la fracción obtenida al considerar las impurezas de gases no hidrocarburos (compuestos de azufre, bióxido de carbono, nitrógeno, etc.) que contiene el gas amargo así como el encogimiento por la generación de líquidos de planta en el centro procesador de gas.

16. De acuerdo a la ecuación de balance de materia que parámetros es independiente de la presión. Explique?

17. Explique el efecto que induce la expansión de gas dentro de la ecuación de balance de materiales. Por debajo de la Presión de Burbujeo (Pyac<>, ( Sin capa de Gas) * Al estar por debajo de Pb tenemos gas y el mecanismo que comienza a producir hidrocarburos es la Expansión por Gas en Solución. Ya que el gas es mucho más compresible. *Consideramos Wp=0. * Rp≠Rs y Rsi≠ Rs a esta condición de presión. *Como para este caso estamos considerando que solo se produce Expansión del gas en solución ya que no hay capa de gas entonces (m=0). * Continuamos considerando que es un yacimiento volumetrico por lo que (We=0). * Por debajo de la Pb, el efecto de la compresibilidad es despreciable, mas no es que no existe. Lo que sucede es que para esta condición de presión es la expansión del gas la que ofrece mayor aporte en comparación con este mecanismo. Entonces por ello el termino de Expansión del agua connata y reducción del volumen poroso lo consideramos igual a cero. “Por debajo de la Presión de Burbujeo ya no sólo la compresbilidad es la que actúa como mecanismo de producción, ya que ahora la expansión del gas disuelto y la expansión del gas en la capa de gas comienzan a brindar sus propios aportes y en mayor medida que la expansión del agua connata y reducción del volumen poroso. “ El término de Expansión del agua connata y reducción del volumen poroso para Pyac Quedando para este caso la EBM :

18. Dentro de una zona bifásica del diagrama de fases, explique como varia el factor de desviación de gas. 19. Que son reservas de hidrocarburos  Se llama reservas de hidrocarburos a aquellos recursos petroleros que son recuperables y explotables comercialmente en un tiempo determinado.  Se considera que todas estas reservas involucran un grado de incertidumbre, que está sujeto principalmente a la cantidad y calidad de información geológica, geofísica, petrofísica y de ingeniería disponible en el momento en que se llevó a cabo la estimación e interpretación de esos datos.

20. Que son Reservas Probadas, Reservas Probables, Reservas Posibles  La reservas probadas tienen una certeza prácticamente absoluta, casi no hay dudas de que existen. Los expertos dicen que hay un 90% de probabilidad de que realmente están bajo tierra.  Las reservas probables, en cambio, son algo más inciertas, generalmente se asocian a zonas de los campos productores que están alejadas de los pozos que ya existen y de las que se conoce poco, la probabilidad de que la suma de reservas probadas más probables sea del tamaño que se las plantea es del 50% en este caso.  las reservas posibles son aún más dudosas y fruto de cálculos extremadamente optimistas, a tal punto que su existencia es más cuestionable, la probabilidad de que la suma de reservas probadas más probables más posibles sea del tamaño que se plantea es de sólo el 10%. 21. Que es Factor de recuperación (Fr)  Es decir, una parte del gas que originalmente estaba en una sola fase, se condensa y se convierte en líquido dentro de la formación, al alcanzar la presión de rocío, lo que hace disminuir la movilidad del gas, llegando a obtenerse factores de recuperación del gas natural inferiores a los esperados originalmente.  Cantidad recuperable de hidrocarburos existente en el lugar, normalmente expresada como un porcentaje. El factor de recuperación es una función del mecanismo de desplazamiento. Un objetivo importante de la recuperación de petróleo mejorada es incrementar el factor de recuperación. 22. Para que exista un reservorio de gas o de petróleo deben existir las siguientes condiciones y factores: Cuenca, Roca generadora o roca madre, Migración, Sello, Reservorio, Trampa geológica. Defina cada uno de ellos. 23. Defina los tipos de Trampas hidrocarburiferas. 24. Indique los tipos de roca reservorios 25. Porqué los petróleos parafínicos son más livianos que los de base nafténico ? 26. Cuántas y cuáles son las propiedades que se hallan presentes en las AGUAS DE FORMACIÓN de los yacimientos de petróleo ? 27. Se sabe que los petróleos son mezclas complejas de muchos hidrocarburos y que su composición es bien variable, qué FACTORES intervienen en esta variación de composición? 28. Cómo se llama el tipo de la migración que permite moverse al petróleo hasta trampas más elevadas?

29. cuál es la diferencia de causas del movimiento entre la migración primaria y la migración secundaria ? 30. qué es agua congénita y cuál sería su origen? 31. Hasta qué momento migra el petróleo en una roca reservorio? 32. Cómo actúan las fuerzas hidráulicas en la migración primaria y en qué dirección se mueven? 33. Qué son ambientes sedimentarios y cuáles son los elementos básicos necesarios para el estudio de cualquier ambiente? 34. Como se da el origen y formación de los hidrocarburos 35. Defina los mecanismos de producción primaria 36. Defina porosidad absoluta, efectiva, aislada, primaria y secundaria. 37. Defina compresibilidad de la roca 38. Que es Reservorio naturalmente fracturado 39. Explique que es la intrusión de agua 40. Defina la clasificación de los acuíferos según su régimen de flujo, geometría de flujo y su extensión 41. Indique las características de los diferentes métodos que existen para la determinación de agua (intrusión de agua We) 42. DEFINA                

Petróleo. Condensado. Líquido de Gas Natural (LGN) Gas Licuado de Petróleo (GLP) Gasolina Natural Gas Natural Licuado (GNL). Gas Natural Gas Asociado Gas Libre Asociado Gas en Solución Asociado Gas No Asociado Betún Campo. Yacimiento (o reservorio) Recuperación Primaria Recuperación Secundaria Recuperación Mejorada, Especial o Complementaria (“EOR – Enhanced oil recovery”) Formación