tarea saia para ing en yacimiento

1. 1- ¿Qué es un Yacimiento de hidrocarburo y su relación con la Ing de
yacimientos?
Un yacimiento es una roca con la porosidad necesaria, características
estructurales y estratigráficas que contienen en ella una variedad de fluidos
hidrocarburos y que forma una trampa con una capa sello que impida la
fuga o migración de los mismos.
Su relación con la ingeniería de Yacimiento es que a través de esta
disciplina se pueden estudiar a fondo las características del yacimiento
como presión de burbujeo, relación gas petróleo, factor volumétrico,
viscosidad, peso especifico entre otras características que dicha disciplina
ayuda a comprender.
2- Tipos de yacimientos según su acumulación de hidrocarburo:
Para designar los fluidos de yacimientos, los ingenieros de petróleo a
menudo utilizan términos de uso corriente como Bitumen, Petróleo pesado,
Petróleo Negro, Petróleo Volátil, Gas Condensado, Gases Húmedo y Gases
Secos. Sin embargo, estos términos no tienen límites precisos de
aplicación, y, por lo tanto, resulta difícil emplearlos en las áreas de
transición entre petróleo volátil y gas condensado o entre petróleo volátil y
petróleo negro. Por esta razón, en la industria petrolera la Razón Gas-
Petróleo (RGP) junto con la gravedad del petróleo en condiciones de
tanque, constituyen las propiedades más importantes de los yacimientos de
hidrocarburos para clasificar los yacimientos de petróleo y de gas. Los
yacimientos de petróleo contienen de cero a unos pocos de miles de pies
cúbicos de gas disuelto por barril de crudo. Los de gas pueden contener
desde 5000 hasta más de 100000 pies cúbicos por cada Barril de petróleo
vaporizado en el yacimiento.
Yacimientos de Petróleo
Una mezcla de hidrocarburos que se encuentra en estado líquido, en
condiciones de yacimiento, comúnmente se conoce como petróleo crudo.
Este a su vez, se sub-clasifica en dos tipos según el líquido producido en la
superficie: Petróleo Crudo de Baja Merma o Petróleo Negro y Petróleo
Volátil o de Alta Merma, también llamados cuasicriticos.

2. Yacimientos de Gas
Una mezcla de hidrocarburos que se encuentra en estado gaseoso en el
yacimiento se clasifica en Gas Condensado o Retrógrado, Gas Húmedo y
Gas Seco, dependiendo de sus diagramas de fases y condiciones del
yacimiento.
Yacimientos Mixtos o Combinados:
Muchos yacimientos de petróleo y/o gas se consideran constituidos por
combinación de trampas. Ello significa que tanto el aspecto estructural
(combinación de pliegues y/o fallas) como los cambios estratigráficos en el
estrato que forma el yacimiento (presencia de discordancias) influenciaron
el entrampamiento de los hidrocarburos.
3- Clasificación de los yacimientos según su mecanismo de producción:
La cantidad de petróleo que puede ser desplazada por la energía natural
asociada al yacimiento varía con el tipo de yacimiento. Por esta razón, los
yacimientos se clasifican en los siguientes tipos según su principal fuente
de energía: Yacimientos que producen por los mecanismo de Empuje
Hidráulico, Empuje por Gas en Solución, Empuje por Capa de
gas, Empuje por Expansión de los fluidos, Empuje por Compactación de las
Rocas, Empuje Gravitacional y Empujes Combinados.
Los Mecanismos de Producción se pueden definir como los procesos a
través del cual la energía acumulada en los diferentes entes que conforma
el yacimiento es liberada, dando lugar al desplazamiento de los fluidos a
través del sistema poroso de las rocas del yacimiento hasta los pozos
productores.
Yacimientos que producen por el Mecanismo de Empuje Hidráulico
Un yacimiento con el Mecanismo de Empuje Hidráulico llamado también
Empuje Hidrostático, tiene una conexión hidráulica entre él y una roca
porosa saturada con agua, denominada Acuífero, que puede estar por
debajo del yacimiento o de parte de él.

3. La importancia de este mecanismo sobre el comportamiento del yacimiento
está en función del volumen del acuífero y su conductividad (k.h). Se puede
obtener una medida de la capacidad del empuje con agua a partir de la
presión del yacimiento a determinada tasa de extracción de los fluidos. Si,
manteniendo la presión del yacimiento, el acuífero no puede suministrar
suficiente energía para alcanzar las tasas deseadas de extracción se puede
implementar un programa de inyección de agua en el borde de este para
suplementar la energía natural. Este programa se denomina mantenimiento
de presión con inyección de agua.
Las características más importantes que identifican al mecanismo de
empuje hidráulico son:
 La declinación de las presión del yacimiento es relativamente suave
pudiendo, para el caso de acuíferos de gran volumen, permanecer nula.
 La relación gas-petróleo es relativamente baja y cercana al valor de la
razón gas disuelto-petróleo correspondiente a la presión inicial del
yacimiento.
 La producción de agua aparece relativamente temprano, principalmente en
los pozos cercanos al contacto agua-petróleo.
 El factor de recobro para este tipo de empuje se estima entre un 30% y un
80%

4. Yacimientos que producen por el Mecanismo de Empuje por Gas en
Solución
El petróleo crudo bajo ciertas condiciones de presión y temperatura en los
yacimientos puede contener grandes cantidades de gas disuelto. Cuando la
presión disminuye debido a la extracción de los fluidos, el gas se libera, se
expande y desplaza al petróleo.
El gas que está en solución se comienza a liberar del crudo una vez que la
presión declina por debajo de la presión de burbujeo; el gas se libera en
forma de burbujas inmersas dentro de la zona de petróleo, permaneciendo
estáticas y expandiéndose ocupando parte del espacio poroso que es
desalojado por el petróleo producido e impulsando al crudo mientras ocurre
la expansión.
Las características mas importantes que identifican al mecanismo de
empuje por gas en solución son:
 La presión del yacimiento declina de forma continua.
 La relación gas-petróleo es al principio menor que la razón gas disuelto-
petróleo a la presión de burbujeo, luego, se incrementa hasta un máximo
para después declinar.
 El factor de recobro característico de yacimientos bajo este mecanismo está
entre 10% y 30%.

5. Yacimientos que producen por el Mecanismo de Empuje por Capa de
Gas
El Empuje por Capa de Gas ocurre en yacimientos saturados cuyos fluidos
no están uniformemente distribuidos y la presión es menor que la de
burbuja. Bajo estas condiciones existirá una capa de gas encima de la zona
de petróleo, la cual se expandirá desplazando al petróleo hacia los pozos
productores.
La expansión de la capa de gas está limitada por el nivel deseado de la
presión del yacimiento y por la producción de gas después que los conos
de gas llegan a los pozos productores.
El tamaño o proporción del volumen de la capa de gas en relación con el
volumen de la zona de petróleo, a condiciones de yacimientos, será un
indicador de la importancia de este mecanismo
Las características mas importantes que identifican al mecanismo de
empuje por capa de gas son:
 La presión del yacimiento disminuye lentamente y en forma continua
 La relación gas-petróleo depende de de la ubicación de los pozos en el
yacimiento.
En los pozos ubicados en la parte alta de la estructura, este parámetro
ira aumentando en forma continua.
En los pozos ubicados en la parte baja, la relación gas-petróleo
estará a nivel de la razón gas disuelto-petróleo correspondiente a la presión
actual del yacimiento.

6.  El factor de recobro se estima entre un 20% al 40% del POES.
Yacimientos que producen por el Mecanismo de Empuje por Expansión
de los Fluidos
Dadas las condiciones de presión y temperatura existentes en los
yacimientos, cualquier reducción de la presión causará una expansión de
los fluidos en el mismo. A este se le conoce como mecanismo de empuje
por expansión de los fluidos. Este Mecanismo está presente en todos los
yacimientos, pero es más importante en yacimientos donde la presión es
mayor que la presión de burbujeo (yacimientos subsaturados) en donde
todos los componente de los hidrocarburos se encuentran en fase líquida,
así también, es el mecanismo principal a través del cual producen los
yacimientos de gas.
Las características mas importantes que identifican al mecanismo de
empuje por Expansión de los Fluidos son:
 La presión del yacimiento declina rápidamente durante el tiempo en que
este mecanismo sea el dominante.
 La relación gas-petróleo de los pozos del yacimiento es similar a la razón
gas disuelto-petróleo (Rsi),
 El factor de recobro está estimado en el orden del 5% del POES, para el
caso de yacimientos de petróleo.
Yacimientos que producen por el Mecanismo de Empuje por
Expansión de los Fluidos
La roca tanto como los fluidos, forma parte del sistema productor. debe
distinguirse entre la compresibilidad bruta de la roca y la compresibilidad del
medio poroso interconectado, siendo la última la más importante debido a
que en la producción de hidrocarburos la reducción del volumen ocurre a
nivel del sistema poroso que es en donde ocurren los cambios de presión.

7. Yacimientos que producen por el Mecanismo de Empuje por Gravedad
La Gravedad es un mecanismo de empuje muy lento, pero eficaz. Los
pozos completados en yacimientos que ya no tienen otra energía que la
gravedad se reconoce por que poseen tasas de producción lenta y
constante para periodos muy largos.
El efecto de la gravedad es más marcado en los yacimientos con grandes
buzamientos y de grandes espesores dando lugar así a la segregación
gravitacional si existe una buena permeabilidad vertical y los fluidos son de
baja viscosidad y de diferentes densidades.

8. Las características de producción que indican la ocurrencia de drenaje
gravitacional o segregación son los siguientes:
 Variaciones de la relación gas-petróleo con la estructura.
 Aparentemente mejora el comportamiento de la permeabilidad relativa
gas/petróleo.
 Aparente tendencia al mantenimiento de la presión.
 Las eficiencias de recuperación están en el rango de 40% a 80% del POES.
4- Elaborar un gráfico de producción vs. Tiempo dados los parámetros
que caracterizan el comportamiento del yacimiento y su historial de
producción. Realizar análisis del mismo.
En el siguiente grafico OFN, se muestra un diagrama de producción Vs
tiempo, donde se puede denotar que la producción de crudo petróleo tuvo

9. un alza a partir del año 1950, siguiente su nivel de producción hasta el
2050, desde ese punto la producción comienza a declinar y por ende el
recobro también, lo cual es posible que se tome en cuenta una
recuperación primaria o secundaria.
5- - Interpretar las definiciones y clasificaciones de las reservas de
hidrocarburos que permiten calcular los volúmenes de hidrocarburos
originales en sitio. Explicar y graficar todas.
Las reservas según el Ministerio de Energía y Petróleo pueden clasificarse
en:
Reservas Probadas.
Reservas Probables
Reservas Posibles.
Reservas Probadas
Las reservas probadas son el volumen de hidrocarburos que se encuentra
en los yacimientos, los cuales han sido constatados mediante pruebas de
producción, y que, según la información geológica y de ingeniería de
yacimientos, pueden ser producidos comercialmente.
Las reservas probadas pueden ser sub-divididas en desarrolladas y no
desarrolladas. El establecimiento de condiciones económicas actuales,
debe incluir precios históricos del petróleo y los costos asociados y pueden
involucrar un promedio para determinado período que debe ser consistente
con el propósito del estimado de reservas, obligaciones contractuales,
procedimientos corporativos y regulaciones requeridos en el reporte de
reservas.
Las reservas son consideradas probadas si la producción comercial futura
del yacimiento esta soportada por pruebas de formación o producción
actuales. En este contexto, el término probado se refiere a las actuales
cantidades de reservas de petróleo y no a la productividad de un pozo o
yacimiento. En ciertos casos, las reservas probadas pueden ser asignadas
sobre la base de registros de pozos y/o análisis de núcleos que indican que
el reservorio contiene hidrocarburos y es análogo a reservorios en la misma
área, donde están produciendo o han demostrado que son factibles de ser
producidos sobre la base de pruebas de formación.
El área de un yacimiento dado con reservas probadas incluye:

10. El área delimitada por la perforación y definida por los contactos de fluidos.
El área no perforada del yacimiento, que puede razonablemente ser
considerada como productiva comercialmente sobre la base de datos
disponibles de geología e ingeniería.
Las reservas en áreas no desarrolladas, pueden ser clasificadas como
probadas no desarrolladas, si cumplen:
Las ubicaciones son áreas directas de pozos que han mostrado producción
comercial en la formación objetivo y es razonablemente cierto que tales
ubicaciones están dentro del límite productivo conocido como probado para
la formación objetivo.
Las ubicaciones están acorde con la regulación existente referida e
espaciamiento.
Reservas Probables
Las reservas probadas son volúmenes contenidos en áreas donde la
información geológica y de ingeniería indica, desde el punto de vista de su
recuperación, un grado menor de certeza comparado con el de las reservas
probadas. Las reservas probables pueden ser estimadas suponiendo
condiciones económicas futuras favorables, diferentes a las utilizadas para
las reservas probadas. En este caso se tiene un 50% de probabilidades de
éxito.
En general, las reservas probables pueden incluir:
Reservas que se anticipaban como probadas por perforación, pero el
control del subsuelo es inadecuado para clasificar estas reservas como
probadas.
Reservas en formaciones que parecen ser productivas y están basadas en
características de perfiles eléctricos pero faltan datos de núcleos o pruebas
definitivas y que no son análogos a reservorios en producción o reservorios
probados existentes en el área.
Reservas incrementales que se atribuyen a perforación de interubicaciones
que podrían ser clasificados como probadas si es que el espaciamiento
reducido hubiera sido aprobado a la fecha del estimado.
Reservas que se atribuyen a un método de recuperación mejorada que ha
sido establecido por una repetida aplicación comercial exitosa.

11. Reservas en un área donde la formación parece estar separada del área
probada por fallamiento y la interpretación geológica indica que el área
objetivo esta estructuralmente mas alta que el área probada.
Reservas atribuibles a un futuro reacondicionamiento, tratamiento, re-
tratamiento, cambio de equipo u otro procedimiento mecánico, donde tal
procedimiento no ha sido probado exitosamente en pozos que muestran
similar comportamiento en reservorios análogos.
Reservas incrementales en reservorios probados donde una interpretación
alternativa de los datos de comportamiento o volumétricos indican reservas
mayores a las que fueron clasificadas como probadas.
Reservas Posibles
Las reservas posibles son volúmenes contenidos en áreas donde la
información geológica y de ingeniería indica, desde el punto de vista de su
recuperación, un grado menor de certeza comparado con el de las reservas
probables. Estas estimaciones se hacen cuando se suponen condiciones
económicas y gubernamentales futuras favorables, si se utilizan métodos
probabilísticos para su estimación, estas deben tener por lo menos un 10%
de probabilidades de éxito.
En general, las reservas posibles pueden incluir:
Reservas que, basadas en interpretaciones geológicas, podrían existir mas
allá del área clasificada como probable.
Reservas en formaciones que parecen contener petróleo basados en
análisis de núcleos y registros, pero pueden no ser productivas a tasas
comerciales.
Reservas incrementales atribuidas a perforación que están sujetas a
incertidumbre técnica.
Reservas en un área donde la formación parece estar separada del área
probada por fallamiento y la interpretación geológica indica que el área
objetivo esta estructuralmente mas baja que el área probada.
Reservas atribuidas a métodos de recuperación mejorada: cuando
Un proyecto piloto está planeado pero no en operación
O las características de reservorio, roca y fluido son tales que existe una
razonable duda que el proyecto sea comercial.
Para la estimación de reservas se hace lo siguiente:
 El método volumétrico estima las reservas petrolíferas con base en toda
la información geológica y geofísica disponible como modelos y mapas

12. geológicos, registros de pozos, información relevante de sísmica y su
interpretación, principalmente.
 A través de análisis del desempeño y proyecciones de las reservas
también se pueden estimar las mismas. Estas estimaciones pueden ser
pronosticadas con base en el análisis de la declinación de producción y en
consideraciones apropiadas de otros parámetros como por ejemplo la
proporción de la presión del reservorio aceite/agua, promedio de gas/aceite,
y promedio de gas/líquido.
 Las reservas y futuras producciones se pueden estimar a través de la
combinación de estudios detallados de geología e ingeniería junto con la
simulación de modelos matemáticos.
 Cuando se tiene información de reservorios comparables, con la misma
formación y el mismo ambiente geológico que comparte características
litológicas (se refiere a las características de las rocas), se pueden hacer
estimaciones de la producción y las reservas por pura analogía.
 El método determinístico también es útil para la estimación de reservas,
el analista de reservas selecciona un valor único por cada parámetro, para
ser utilizado en el cálculo de las reservas, mientras que para el método
probabilístico se utiliza un amplio rango de valores para cada parámetro y
se utiliza una técnica matemática, como la Simulación de Monte Carlo, para
generar un rango de posibles resultados para las reservas y su probabilidad
asociada de ocurrencia.