Este documento describe el método de balance de materiales para estimar los volúmenes iniciales de hidrocarburos en un yacimiento y predecir su comportamiento durante la producción. El método se basa en la ley de conservación de la masa y supone que el volumen poroso permanece constante o cambia de manera predecible. Se utiliza para calcular volúmenes de hidrocarburos originales, a cualquier tiempo de producción y la recuperación total. Requiere datos PVT iniciales, historia de presiones y producción detallada.
Este documento clasifica y describe los diferentes tipos de yacimientos de hidrocarburos, incluyendo su mecanismo de producción, estructura geológica, estado termodinámico de los fluidos, clasificación de reservas según certeza de ocurrencia y método de recuperación. También explica los métodos utilizados para estimar las reservas de hidrocarburos, como el método volumétrico, análisis de datos, modelos matemáticos y analogías.
Este documento describe los conceptos básicos de la industria del petróleo y gas, incluyendo yacimientos, cuencas sedimentarias, rocas reservorio y sello, etapas de exploración, perforación, producción y procesamiento. Explica métodos de exploración como geología de superficie, fotografía aérea, geofísica y sísmica. También describe el proceso de perforación de pozos, pruebas de producción e instalación de equipos.
El documento define varios términos clave relacionados con la producción de petróleo, incluyendo potencial de producción, producción diferida, factor de campo, declinación, y contribuciones. Explica que el potencial de producción es la máxima tasa de producción posible de un yacimiento bajo condiciones ideales, mientras que la producción diferida es la diferencia entre el potencial y la producción real medida. También describe cómo se calculan indicadores como la producción disponible.
Este documento presenta la cronología, dimensiones y oportunidades del recurso gas en Venezuela. Detalla las campañas exploratorias realizadas desde 1978 hasta la actualidad en la costa occidental, central y oriental del país. Se estima un total de 147 TCF de gas disponible. Además, presenta cronogramas de actividades exploratorias, estudios de yacimientos, metoceanografía, geofísica y geotecnia planeados entre 2008-2016 para aprovechar este recurso. Finalmente, detalla la perforación de 36 pozos a partir de 2008 a través de
Este documento describe un proyecto para construir instalaciones para licuefacción, almacenamiento y embarque de gas natural licuado producido en campos costa afuera en Venezuela. El objetivo es proveer estas instalaciones requeridas para exportar el gas. Se ubicará en la región oriental de Venezuela cerca de los campos de gas existentes.
El documento describe las propiedades del gas natural. El gas natural es una mezcla de gases hidrocarburos e impurezas, principalmente metano y etano. Su composición varía dependiendo del yacimiento. Sus propiedades físicas dependen de factores como la presión y temperatura, y pueden presentar uno o dos estados de la materia. El documento explica conceptos como puntos de burbuja, rocío y crítico para entender el comportamiento de fases del gas natural.
study of CBM (Coalbed Methane) production processAsif Aslam
This document discusses coalbed methane (CBM) formation and production. CBM is formed during coalification from either chemical reactions or bacterial action. It is stored in the micropores and macropores (cleats) of coal. CBM production involves three phases - an initial dewatering phase to remove water from the cleats, a stable production phase where gas production increases as water production decreases, and a declining phase where production declines over time. Key factors that influence CBM production are total gas content, coal's sorption capacity, permeability, and diffusion properties.
- The document discusses oil shale deposits around the world and in Egypt. It defines oil shale as a sedimentary rock containing kerogen, which can be converted to shale oil through heating. Oil shale deposits are classified based on their depositional environment (marine, lacustrine, terrestrial) and mineral composition (carbonate-rich, siliceous, cannel). The largest known deposit is the Green River Formation in the US, containing over 2 trillion barrels of shale oil. Egypt has significant oil shale deposits in the Red Sea region, Quseir-Safaga area, and Abu Tartur plateau containing billions of tons of oil shale.
Este documento clasifica y describe los diferentes tipos de yacimientos de hidrocarburos, incluyendo su mecanismo de producción, estructura geológica, estado termodinámico de los fluidos, clasificación de reservas según certeza de ocurrencia y método de recuperación. También explica los métodos utilizados para estimar las reservas de hidrocarburos, como el método volumétrico, análisis de datos, modelos matemáticos y analogías.
Este documento describe los conceptos básicos de la industria del petróleo y gas, incluyendo yacimientos, cuencas sedimentarias, rocas reservorio y sello, etapas de exploración, perforación, producción y procesamiento. Explica métodos de exploración como geología de superficie, fotografía aérea, geofísica y sísmica. También describe el proceso de perforación de pozos, pruebas de producción e instalación de equipos.
El documento define varios términos clave relacionados con la producción de petróleo, incluyendo potencial de producción, producción diferida, factor de campo, declinación, y contribuciones. Explica que el potencial de producción es la máxima tasa de producción posible de un yacimiento bajo condiciones ideales, mientras que la producción diferida es la diferencia entre el potencial y la producción real medida. También describe cómo se calculan indicadores como la producción disponible.
Este documento presenta la cronología, dimensiones y oportunidades del recurso gas en Venezuela. Detalla las campañas exploratorias realizadas desde 1978 hasta la actualidad en la costa occidental, central y oriental del país. Se estima un total de 147 TCF de gas disponible. Además, presenta cronogramas de actividades exploratorias, estudios de yacimientos, metoceanografía, geofísica y geotecnia planeados entre 2008-2016 para aprovechar este recurso. Finalmente, detalla la perforación de 36 pozos a partir de 2008 a través de
Este documento describe un proyecto para construir instalaciones para licuefacción, almacenamiento y embarque de gas natural licuado producido en campos costa afuera en Venezuela. El objetivo es proveer estas instalaciones requeridas para exportar el gas. Se ubicará en la región oriental de Venezuela cerca de los campos de gas existentes.
El documento describe las propiedades del gas natural. El gas natural es una mezcla de gases hidrocarburos e impurezas, principalmente metano y etano. Su composición varía dependiendo del yacimiento. Sus propiedades físicas dependen de factores como la presión y temperatura, y pueden presentar uno o dos estados de la materia. El documento explica conceptos como puntos de burbuja, rocío y crítico para entender el comportamiento de fases del gas natural.
study of CBM (Coalbed Methane) production processAsif Aslam
This document discusses coalbed methane (CBM) formation and production. CBM is formed during coalification from either chemical reactions or bacterial action. It is stored in the micropores and macropores (cleats) of coal. CBM production involves three phases - an initial dewatering phase to remove water from the cleats, a stable production phase where gas production increases as water production decreases, and a declining phase where production declines over time. Key factors that influence CBM production are total gas content, coal's sorption capacity, permeability, and diffusion properties.
- The document discusses oil shale deposits around the world and in Egypt. It defines oil shale as a sedimentary rock containing kerogen, which can be converted to shale oil through heating. Oil shale deposits are classified based on their depositional environment (marine, lacustrine, terrestrial) and mineral composition (carbonate-rich, siliceous, cannel). The largest known deposit is the Green River Formation in the US, containing over 2 trillion barrels of shale oil. Egypt has significant oil shale deposits in the Red Sea region, Quseir-Safaga area, and Abu Tartur plateau containing billions of tons of oil shale.
Este documento presenta información sobre el transporte y manejo de la producción petrolera. Incluye diagramas de una batería de separación, una estación de recolección de gas y una estación de medición y control de hidrocarburos. El documento fue creado por el profesor Christian Ángeles Victoria para el alumno Miguel Ángel Sarabia Barrera de la carrera de Ingeniería Petrolera en la Universidad Politécnica de la Energía durante mayo a agosto de 2017.
Este documento presenta información sobre las estrategias de explotación de la División Carabobo en la Faja Petrolífera del Orinoco. Incluye detalles sobre la ubicación geográfica, descubrimiento y desarrollo histórico de la región, así como las reservas actuales, producción, planes de desarrollo e infraestructura existente y planificada. También destaca el potencial para generar empleos y beneficiar comunidades a través de la expansión de las operaciones en el bloque Carabobo.
Este documento describe los diferentes tipos de yacimientos de gas y sus mecanismos de producción. Describe yacimientos de gas seco, húmedo y condensado, y explica sus características. También describe los tres mecanismos principales de producción de gas: 1) expansión del gas por declinación de presión, 2) expansión del agua connata, y 3) empuje hidráulico de un acuífero asociado. Finalmente, discute factores que afectan el factor de recobro en yacimientos de gas.
Oil shale is a sedimentary rock containing kerogen, which can be converted to oil. Major oil shale deposits exist in the United States, Russia, Brazil, Estonia, and China. World reserves are estimated at 660 billion tons of oil equivalent, with about 2/3 in the United States. Oil shale exploration involves geophysical and geochemical methods. Extracting oil from oil shale has significant environmental impacts such as greenhouse gas emissions, land disturbance, and water pollution.
The document discusses various fiscal systems for oil extraction between governments and oil companies. It covers concepts like royalties, cost recovery limits, profit oil splits, and government vs company take. Different systems like concession agreements, production sharing contracts, and R factor systems are examined in terms of how they divide revenues and allocate rents between landlord governments and tenant oil companies operating under contract.
Coal bed methane, also known as coal seam gas or coalbed methane, is a form of natural gas extracted from coal beds. It provides a significant source of energy and has the potential to be developed further. However, extracting coal bed methane also produces large volumes of water that require careful management to avoid environmental and agricultural issues. Overall, coal bed methane is an important energy resource but its development needs to balance economic and environmental factors.
Gas hydrate is an icy substance formed from water and gas that exists in ocean sediments under conditions of low temperature and high pressure. Global estimates suggest there are 3,000 to 5,000 trillion cubic meters of natural gas trapped in gas hydrate deposits worldwide. There are several methods for recovering natural gas from gas hydrates, including thermal stimulation, depressurization, inhibitor injection, and carbon dioxide injection. The carbon dioxide injection method involves exchanging carbon dioxide for methane as the guest molecule trapped within the gas hydrate crystalline structure. This process is exothermic and provides heat to further dissociate methane hydrates while sequestering the injected carbon dioxide, maintaining formation stability, and offering an environmentally friendly solution.
Brief Introduction into Oil & Gas Industry by Fidan AliyevaFidan Aliyeva
This document presents five stages of the oil field life cycle, their description and some disciplines involved as well as some general facts about the oil and gas.
This document provides information on coal bed methane (CBM) as an energy source. It discusses what CBM is, how methane is trapped in coal, how CBM is extracted, India's CBM reserves and projects, challenges to commercial CBM development, and compares CBM to other energy resources. Key points are that CBM is a natural gas produced from coal seams, India has significant identified CBM reserves totaling over 4.6 trillion cubic meters, and major challenges to commercial CBM development in India include a lack of technical expertise and regulatory hurdles.
1. Unconventional resources like shale gas and tight sands have low permeability and require techniques like hydraulic fracturing to produce commercially.
2. Shales can serve as both the source and reservoir for oil and gas, containing the hydrocarbons within their organic-rich matrix.
3. Characterizing shale reservoirs involves analyzing their depositional environment, thermal maturity, total organic carbon, porosity, permeability, and gas content to identify potential "sweet spots" for production.
El documento resume la comercialización del gas natural, incluyendo los principales componentes del gas natural, el consumo mundial de energía primaria, los mayores productores y consumidores de gas natural, las opciones para transportar el gas como gasoductos, GNL y GNC, y los factores que influyen en la formación de precios del gas natural.
Exploration and production method of Coal Bed Methane.Anubhav Talukdar
This document discusses the exploration and production methods of coal bed methane (CBM). It describes 3D seismic prospecting techniques used to explore CBM, including predicting based on burial depth, impedance inversion, frequency spectrum decomposition, and seismic attributes. CBM production passes through three phases - a dewatering phase with high water and low gas, a stable production phase with decreasing water and increasing gas, and a declining phase with low water and declining gas.
Este documento describe la caracterización de los fluidos presentes en un yacimiento petrolífero. Presenta los objetivos de caracterizar el tipo de fluido tomando en cuenta su comportamiento termodinámico y otros parámetros. Explica los tipos de fluidos como gas seco, húmedo, condensado, petróleo volátil y negro, e indica parámetros como la relación gas-petróleo y gravedad API que permiten identificarlos.
Este documento define varios términos clave relacionados con la producción de petróleo, incluyendo el potencial de producción, producción diferida, producción fiscalizada y producción disponible. El potencial de producción representa la máxima producción que puede alcanzarse bajo condiciones óptimas, mientras que la producción diferida se refiere a volúmenes no producidos debido a mantenimientos u otros eventos. La producción fiscalizada es el volumen medido en presencia de reguladores y usado para calcular impuestos, mientras que
1. INTRODUCCION:
El procesamiento del gas natural empieza en la boca de pozo e
incluye todos los procesos necesarios para la purificación del gas
natural. La composición del gas natural explorado varía
significativamente en función de cada pozo individual y está
constituida por hidrocarburos gaseosos, líquidos del gas natural,
hidrocarburos líquidos y una determinada cantidad de agua y otros
Gases.
Ajuste de historico_assistido_de_modelos_de_simulacao_de_reservatoriosSydney Dias
O documento apresenta um minicurso sobre ajuste de histórico assistido de modelos de simulação de reservatórios. O minicurso discute caracterização de reservatórios, simulação numérica, ajuste de histórico assistido e um estudo de caso, com o objetivo de fornecer ferramentas para melhor planejamento e gerenciamento de reservatórios.
Este documento describe los conceptos fundamentales para analizar el flujo de fluidos en un reservorio, incluyendo la ley de Darcy, los tipos de flujo lineal y radial, y las ecuaciones para modelar el flujo de gas. Explica cómo estas ecuaciones relacionan variables clave como la permeabilidad, presión, caudal y viscosidad para predecir la caída de presión en un reservorio de gas.
Coal bed methane (CBM) is methane found stored in coal seams. There are two main methods to estimate the amount of CBM in a region: drilling cores to measure gas content or performing calculations based on known coal characteristics. While CBM development provides benefits, the associated produced water poses challenges as it is often saline and sodic. Current management practices for CBM water include discharge to streams, land application, and impounding, but all methods risk subsurface impacts due to water quality issues. Proper management is needed to safely use CBM water for irrigation or disposal.
1) El documento describe diferentes tipos de yacimientos de gas natural como yacimientos de gas seco, húmedo y condensado. 2) Explica que los yacimientos de gas seco contienen principalmente metano y no condensan a presión y temperatura normales, mientras que los yacimientos húmedos y condensados pueden condensar parte del gas a líquido. 3) También presenta métodos para calcular las reservas de gas como el método volumétrico y el balance de materiales.
El documento describe los diferentes tipos de pruebas de laboratorio realizadas para analizar el comportamiento presión-volumen-temperatura (PVT) de los yacimientos de petróleo y gas, incluyendo pruebas de liberación diferencial, liberación instantánea, pruebas de separadores y pruebas constantes de composición y volumen. El análisis PVT proporciona información clave sobre el comportamiento de los fluidos del yacimiento que es fundamental para la ingeniería y explotación óptima del yacimiento.
Este documento presenta información sobre el transporte y manejo de la producción petrolera. Incluye diagramas de una batería de separación, una estación de recolección de gas y una estación de medición y control de hidrocarburos. El documento fue creado por el profesor Christian Ángeles Victoria para el alumno Miguel Ángel Sarabia Barrera de la carrera de Ingeniería Petrolera en la Universidad Politécnica de la Energía durante mayo a agosto de 2017.
Este documento presenta información sobre las estrategias de explotación de la División Carabobo en la Faja Petrolífera del Orinoco. Incluye detalles sobre la ubicación geográfica, descubrimiento y desarrollo histórico de la región, así como las reservas actuales, producción, planes de desarrollo e infraestructura existente y planificada. También destaca el potencial para generar empleos y beneficiar comunidades a través de la expansión de las operaciones en el bloque Carabobo.
Este documento describe los diferentes tipos de yacimientos de gas y sus mecanismos de producción. Describe yacimientos de gas seco, húmedo y condensado, y explica sus características. También describe los tres mecanismos principales de producción de gas: 1) expansión del gas por declinación de presión, 2) expansión del agua connata, y 3) empuje hidráulico de un acuífero asociado. Finalmente, discute factores que afectan el factor de recobro en yacimientos de gas.
Oil shale is a sedimentary rock containing kerogen, which can be converted to oil. Major oil shale deposits exist in the United States, Russia, Brazil, Estonia, and China. World reserves are estimated at 660 billion tons of oil equivalent, with about 2/3 in the United States. Oil shale exploration involves geophysical and geochemical methods. Extracting oil from oil shale has significant environmental impacts such as greenhouse gas emissions, land disturbance, and water pollution.
The document discusses various fiscal systems for oil extraction between governments and oil companies. It covers concepts like royalties, cost recovery limits, profit oil splits, and government vs company take. Different systems like concession agreements, production sharing contracts, and R factor systems are examined in terms of how they divide revenues and allocate rents between landlord governments and tenant oil companies operating under contract.
Coal bed methane, also known as coal seam gas or coalbed methane, is a form of natural gas extracted from coal beds. It provides a significant source of energy and has the potential to be developed further. However, extracting coal bed methane also produces large volumes of water that require careful management to avoid environmental and agricultural issues. Overall, coal bed methane is an important energy resource but its development needs to balance economic and environmental factors.
Gas hydrate is an icy substance formed from water and gas that exists in ocean sediments under conditions of low temperature and high pressure. Global estimates suggest there are 3,000 to 5,000 trillion cubic meters of natural gas trapped in gas hydrate deposits worldwide. There are several methods for recovering natural gas from gas hydrates, including thermal stimulation, depressurization, inhibitor injection, and carbon dioxide injection. The carbon dioxide injection method involves exchanging carbon dioxide for methane as the guest molecule trapped within the gas hydrate crystalline structure. This process is exothermic and provides heat to further dissociate methane hydrates while sequestering the injected carbon dioxide, maintaining formation stability, and offering an environmentally friendly solution.
Brief Introduction into Oil & Gas Industry by Fidan AliyevaFidan Aliyeva
This document presents five stages of the oil field life cycle, their description and some disciplines involved as well as some general facts about the oil and gas.
This document provides information on coal bed methane (CBM) as an energy source. It discusses what CBM is, how methane is trapped in coal, how CBM is extracted, India's CBM reserves and projects, challenges to commercial CBM development, and compares CBM to other energy resources. Key points are that CBM is a natural gas produced from coal seams, India has significant identified CBM reserves totaling over 4.6 trillion cubic meters, and major challenges to commercial CBM development in India include a lack of technical expertise and regulatory hurdles.
1. Unconventional resources like shale gas and tight sands have low permeability and require techniques like hydraulic fracturing to produce commercially.
2. Shales can serve as both the source and reservoir for oil and gas, containing the hydrocarbons within their organic-rich matrix.
3. Characterizing shale reservoirs involves analyzing their depositional environment, thermal maturity, total organic carbon, porosity, permeability, and gas content to identify potential "sweet spots" for production.
El documento resume la comercialización del gas natural, incluyendo los principales componentes del gas natural, el consumo mundial de energía primaria, los mayores productores y consumidores de gas natural, las opciones para transportar el gas como gasoductos, GNL y GNC, y los factores que influyen en la formación de precios del gas natural.
Exploration and production method of Coal Bed Methane.Anubhav Talukdar
This document discusses the exploration and production methods of coal bed methane (CBM). It describes 3D seismic prospecting techniques used to explore CBM, including predicting based on burial depth, impedance inversion, frequency spectrum decomposition, and seismic attributes. CBM production passes through three phases - a dewatering phase with high water and low gas, a stable production phase with decreasing water and increasing gas, and a declining phase with low water and declining gas.
Este documento describe la caracterización de los fluidos presentes en un yacimiento petrolífero. Presenta los objetivos de caracterizar el tipo de fluido tomando en cuenta su comportamiento termodinámico y otros parámetros. Explica los tipos de fluidos como gas seco, húmedo, condensado, petróleo volátil y negro, e indica parámetros como la relación gas-petróleo y gravedad API que permiten identificarlos.
Este documento define varios términos clave relacionados con la producción de petróleo, incluyendo el potencial de producción, producción diferida, producción fiscalizada y producción disponible. El potencial de producción representa la máxima producción que puede alcanzarse bajo condiciones óptimas, mientras que la producción diferida se refiere a volúmenes no producidos debido a mantenimientos u otros eventos. La producción fiscalizada es el volumen medido en presencia de reguladores y usado para calcular impuestos, mientras que
1. INTRODUCCION:
El procesamiento del gas natural empieza en la boca de pozo e
incluye todos los procesos necesarios para la purificación del gas
natural. La composición del gas natural explorado varía
significativamente en función de cada pozo individual y está
constituida por hidrocarburos gaseosos, líquidos del gas natural,
hidrocarburos líquidos y una determinada cantidad de agua y otros
Gases.
Ajuste de historico_assistido_de_modelos_de_simulacao_de_reservatoriosSydney Dias
O documento apresenta um minicurso sobre ajuste de histórico assistido de modelos de simulação de reservatórios. O minicurso discute caracterização de reservatórios, simulação numérica, ajuste de histórico assistido e um estudo de caso, com o objetivo de fornecer ferramentas para melhor planejamento e gerenciamento de reservatórios.
Este documento describe los conceptos fundamentales para analizar el flujo de fluidos en un reservorio, incluyendo la ley de Darcy, los tipos de flujo lineal y radial, y las ecuaciones para modelar el flujo de gas. Explica cómo estas ecuaciones relacionan variables clave como la permeabilidad, presión, caudal y viscosidad para predecir la caída de presión en un reservorio de gas.
Coal bed methane (CBM) is methane found stored in coal seams. There are two main methods to estimate the amount of CBM in a region: drilling cores to measure gas content or performing calculations based on known coal characteristics. While CBM development provides benefits, the associated produced water poses challenges as it is often saline and sodic. Current management practices for CBM water include discharge to streams, land application, and impounding, but all methods risk subsurface impacts due to water quality issues. Proper management is needed to safely use CBM water for irrigation or disposal.
1) El documento describe diferentes tipos de yacimientos de gas natural como yacimientos de gas seco, húmedo y condensado. 2) Explica que los yacimientos de gas seco contienen principalmente metano y no condensan a presión y temperatura normales, mientras que los yacimientos húmedos y condensados pueden condensar parte del gas a líquido. 3) También presenta métodos para calcular las reservas de gas como el método volumétrico y el balance de materiales.
El documento describe los diferentes tipos de pruebas de laboratorio realizadas para analizar el comportamiento presión-volumen-temperatura (PVT) de los yacimientos de petróleo y gas, incluyendo pruebas de liberación diferencial, liberación instantánea, pruebas de separadores y pruebas constantes de composición y volumen. El análisis PVT proporciona información clave sobre el comportamiento de los fluidos del yacimiento que es fundamental para la ingeniería y explotación óptima del yacimiento.
El documento describe los diferentes tipos de análisis PVT que se realizan para caracterizar yacimientos petrolíferos, incluyendo pruebas de expansión de composición constante, vaciamiento de volumen constante y expansión de liberación diferencial. Explica que estos análisis ayudan a comprender el comportamiento de los fluidos en el yacimiento y predecir su desempeño durante la producción. También cubre conceptos como tipos de reservas probadas, probables y posibles, y validación de pruebas PVT para petróleo y gas cond
1) El documento describe el balance de materia y su aplicación para modelar yacimientos de petróleo. 2) La ecuación de balance de materia iguala el volumen original de hidrocarburos en el yacimiento con los volúmenes producidos y los cambios en el volumen debido a la expansión de fluidos. 3) El balance de materia se usa para estimar parámetros del yacimiento como el petróleo y gas originales en situ y predecir el comportamiento futuro.
Este documento presenta un programa de la Unidad VII sobre yacimientos volumétricos de gas. Explica conceptos como la clasificación de yacimientos de gas y condensados, el estudio de parámetros fundamentales, los estudios PVT, y el comportamiento volumétrico de yacimientos de gas condensado retrógrado. También define términos como presión de rocío, relación gas-petróleo, saturación de gas, y factor volumétrico de gas, e introduce métodos para determinar reservas y recuperación de yacim
El documento describe el método volumétrico para calcular las reservas originales de petróleo, gas y condensado en yacimientos. Usa fórmulas que toman en cuenta factores como el volumen, porosidad, saturación y gravedad específica para estimar los volúmenes originales en situ, los cuales luego se usan para calcular las reservas recuperables aplicando factores de recobro.
El documento describe métodos para determinar las reservas de petróleo originales in situ, incluyendo el método volumétrico y el balance de materia. El método volumétrico usa una ecuación que relaciona factores como el volumen bruto, la porosidad, la saturación y el factor volumétrico inicial del petróleo. El método de balance de materia se basa en la ley de conservación de masa y expresa el volumen producido como la diferencia entre el volumen original y el remanente. También se proporcionan ecuaciones
Estudio Dinámico de Yacimiento Floriana Ortegaimiguel0
Este documento describe varios métodos para caracterizar y modelar yacimientos petrolíferos, incluyendo análisis PVT, simulación numérica, balance de materiales, y métodos para estimar reservas probadas, probables y posibles. El objetivo principal es comprender mejor el comportamiento de los fluidos en el yacimiento para mejorar su desarrollo y productividad a largo plazo.
Calculo de reserva para yacimientos de gasUlise Alcala
Este documento describe los métodos para calcular las reservas de gas en yacimientos. Explica que las reservas son el volumen de gas que puede extraerse de forma rentable a lo largo de la vida del yacimiento. Luego detalla cuatro métodos para estimar las reservas: método volumétrico, balance de materiales, curvas de declinación y simulación numérica. Finalmente, presenta las ecuaciones clave para calcular las reservas iniciales de gas usando el método volumétrico para yacimientos de gas seco, condensado y h
1. El documento describe varios métodos para calcular el volumen original de hidrocarburos en un yacimiento, incluyendo el método volumétrico, el balance de materia y las curvas de declinación. Explica cómo usar mapas isopacos y ecuaciones para estimar el volumen de roca y gas original en el yacimiento.
2. También discute el cálculo del factor de recobro, el cual depende de la presión de abandono, la presencia de acuíferos, la permeabilidad y la heterogeneidad del yacimiento.
El análisis PVT consiste en realizar pruebas de laboratorio para determinar cómo varían las propiedades de los fluidos de un yacimiento petrolífero con la presión, temperatura y volumen. Esto ayuda a comprender el comportamiento del yacimiento durante la producción. Las pruebas simulan la liberación de gas y líquido a diferentes presiones para predecir el rendimiento futuro y optimizar el diseño de los pozos.
Este documento describe tres métodos volumétricos para calcular el volumen original de hidrocarburos en un yacimiento: el método de cimas y bases, el método de isopacas y el método de isohidrocarburos. Explica cómo se definen los límites físicos y convencionales de un yacimiento y describe los pasos para aplicar cada método volumétrico, incluido cómo calcular el volumen de roca, aplicar factores de saturación e hidrocarburos, y obtener el volumen original de hidrocarburos.
Este documento describe diferentes métodos para estimar las reservas de petróleo y gas, incluyendo el método volumétrico y métodos basados en curvas de índices de hidrocarburos y cimas/bases. Explica cómo utilizar parámetros como el volumen de roca, porosidad y saturación para calcular volúmenes originales de hidrocarburos en el yacimiento. También discute desafíos como la precisión de datos y obtener presiones promedio.
Estudio dinámico del yacimiento Andres BalzanAndres Balzán
Este documento resume los conceptos clave de un estudio dinámico de yacimientos. Explica que un modelo dinámico de yacimiento se construye a partir de datos históricos, análisis de fluidos y núcleos para generar modelos de presión y termodinámicos. También describe los tipos de reservas (probadas, probables y posibles) y cómo se estiman mediante análisis geológicos e ingenieriles.
estimación del petroleo y gas in situ (capitulo extra)Henry F. Rojas
Este documento presenta varios métodos para estimar volúmenes de petróleo y gas en yacimientos, incluyendo métodos volumétricos, trapezoidales, piramidales y probabilísticos. También describe cómo calcular factores de recuperación. Luego presenta un ejemplo numérico para estimar el volumen original de petróleo en un yacimiento usando datos de áreas de contorno, profundidades y propiedades de 10 pozos.
El documento describe los métodos para estimar las reservas de petróleo y gas, incluyendo el método volumétrico. El método volumétrico cuantifica las reservas basándose en el volumen de roca, la porosidad y la saturación de los fluidos. Se utilizan mapas isopacos para determinar el volumen de roca y ecuaciones para calcular los volúmenes de petróleo y gas originales en el yacimiento.
Este documento describe los análisis PVT (presión-volumen-temperatura) realizados en muestras de fluidos de yacimientos petrolíferos. Los análisis PVT determinan las propiedades de los fluidos y su comportamiento bajo diferentes condiciones de presión y temperatura para comprender mejor el yacimiento. Se mencionan varios tipos de pruebas PVT, incluidas las separaciones diferenciales y flash, así como sus objetivos y limitaciones.
Este documento presenta 10 preguntas sobre conceptos básicos de ingeniería de yacimientos. Explica la diferencia entre hidrocarburo in situ, reservas y tasa de producción. También compara el método volumétrico y el método de balance de materia para estimar las reservas iniciales. Finalmente, describe los principales mecanismos de producción primaria y los factores que afectan la velocidad de producción.
Este documento describe el método volumétrico para estimar las reservas de hidrocarburos originalmente en sitio. El método involucra determinar el volumen de roca en el yacimiento, la porosidad, saturación de agua y espesor neto para calcular el volumen inicial de petróleo o gas. También se debe estimar la eficiencia de recobro considerando factores como el mecanismo de empuje, propiedades de la roca y experiencia en yacimientos análogos para obtener la estimación final de reservas. Se presentan e
Este documento proporciona una introducción a los conceptos básicos de ingeniería de yacimientos de petróleo. Define un yacimiento como una acumulación natural de hidrocarburos en rocas porosas y permeables de volumen limitado en el subsuelo. Explica que los yacimientos se pueden clasificar como yacimientos de gas, gas condensado o petróleo dependiendo del estado de los fluidos, y también como subsaturados o saturados dependiendo de las condiciones de presión inicial. Finalmente, resume los principales mecanismos natural
This document discusses oil reservoir mechanisms and properties. It describes the five primary production mechanisms that provide natural energy to move oil towards wells: rock-fluid expansion drive; gas-in-solution expansion drive; free gas expansion drive; hydraulic drive; and gravitational segregation. It also discusses fluid properties like gas-oil ratio, oil formation volume factor, and gas formation volume factor which relate surface volumes to reservoir volumes. Diagrams show how these parameters change with pressure above and below the bubble point pressure. The document provides details on classifying reservoirs as oil or gas based on fluid composition, pressure, and temperature conditions.
Este documento presenta 7 ejercicios relacionados con el cálculo de propiedades de yacimientos de petróleo como hidrocarburos originales, reservas iniciales, factores de recobro y reservas probadas. Se proporcionan datos como propiedades petrofísicas, presión, producción histórica y PVT para cada yacimiento y se piden calcular diversos parámetros.
Este documento es una prueba parcial de cálculo numérico sobre interpolación. Contiene 3 preguntas que piden aplicar métodos de interpolación como polinomios interpoladores para determinar la producción de arroz a ciertos años, la conductividad térmica de las frutillas a -25°C, y la solubilidad del cloruro amónico a 32.5°C, utilizando tablas de datos proporcionadas.
This document contains a partial exam for a Numerical Calculus course. It consists of 8 problems involving solving nonlinear equations and systems of linear equations using various numerical methods like bisection, false position, secant, Newton-Raphson, Gauss, and Gauss-Seidel. Students are instructed to solve the problems, showing the work, and email their exam response as a Word or Excel file by 11:59 pm on the date indicated.
La energía radiante es una forma de energía que
se transmite en forma de ondas
electromagnéticas esta energía se propaga a
través del vacío y de ciertos medios materiales y
es fundamental en una variedad naturales y
tecnológicos
exposicion sobre los tipos de cortes de rolas para la produccion de chapas
Unidad iii yacimientos_i_guia_teorica_
1. IG. YULEISY CRISTIA CAÑIZARES
Escuela de Ingeniería de Petróleo –
MÉTODO DE BALANCE DE MATERIALES
Este método se usará y será aceptable para calcular los volúmenes de hidrocarburos originalmente en
sitio y los probables mecanismos de producción del yacimiento, cuando exista suficiente información
específica y precisa de los fluidos (petróleo, gas y agu
información PVT representativa de las condiciones iniciales del yacimiento. Se debe tomar en cuenta
para que estos datos sean confiables, el yacimiento debe haber alcanzado un estado semiestable, es
decir, las presiones transientes deben haber afectado buena parte del sistema de roca y fluidos, lo cual
suele lograrse al producir al menos un 10% de los hidrocarburos originalmente en sitio.
materiales es comúnmente utilizado para cotejar con los hidrocar
con los resultados obtenidos por el
recuperable.
Este método parte del principio de que cada volumen poroso de un yacimiento permanece constante,
o cambia con la presión del yacimiento de manera pronosticable, cuando de dicho yacimiento se
produce petróleo, agua y/o gas. En general, el método de balance de materiales para estimación de
reservas está basado en la ley de conservación de la masa; y en su forma más simpl
volumen inicial de fluidos en el yacimiento es igual al volumen de fluidos remanente en dicho
yacimiento más el volumen de fluidos extraídos menos el posible volumen de agua que pudo haber
entrado al mismo, medidos a las mismas condicio
El balance de materiales no es más que el enfoque como un balance de masa que se le da al análisis
sistemático de yacimientos productores
analizar yacimientos de petróleo como para yacimientos de gas natural.
BALANCE DE MATERIALES PARA YACIMIENTOS DE PETRÓLEO
La ecuación generalizada de balance de materiales (EGBM) supone al yacimi
control en el cual se cumple la relación:
= +
Así, tomando en cuenta los factores que intervienen en el análisis de yacimientos de hidrocarburos, la
EGBM se expresa como:
Producción neta del yacimiento
(petróleo, gas y agua)
CRISTIA CAÑIZARES
– UDO Monagas
UNIDAD III. BALANCE DE MATERIALES
MÉTODO DE BALANCE DE MATERIALES
Este método se usará y será aceptable para calcular los volúmenes de hidrocarburos originalmente en
sitio y los probables mecanismos de producción del yacimiento, cuando exista suficiente información
específica y precisa de los fluidos (petróleo, gas y agua), historia de las presiones de fondo e
información PVT representativa de las condiciones iniciales del yacimiento. Se debe tomar en cuenta
para que estos datos sean confiables, el yacimiento debe haber alcanzado un estado semiestable, es
ones transientes deben haber afectado buena parte del sistema de roca y fluidos, lo cual
suele lograrse al producir al menos un 10% de los hidrocarburos originalmente en sitio.
materiales es comúnmente utilizado para cotejar con los hidrocarburos originales en sitio estimados
por el método volumétrico, así como para predecir el petróleo
Este método parte del principio de que cada volumen poroso de un yacimiento permanece constante,
esión del yacimiento de manera pronosticable, cuando de dicho yacimiento se
produce petróleo, agua y/o gas. En general, el método de balance de materiales para estimación de
reservas está basado en la ley de conservación de la masa; y en su forma más simpl
volumen inicial de fluidos en el yacimiento es igual al volumen de fluidos remanente en dicho
yacimiento más el volumen de fluidos extraídos menos el posible volumen de agua que pudo haber
entrado al mismo, medidos a las mismas condiciones de presión y temperatura.
El balance de materiales no es más que el enfoque como un balance de masa que se le da al análisis
sistemático de yacimientos productores de hidrocarburos. Este método puede emplearse tanto para
analizar yacimientos de petróleo como para yacimientos de gas natural.
BALANCE DE MATERIALES PARA YACIMIENTOS DE PETRÓLEO
La ecuación generalizada de balance de materiales (EGBM) supone al yacimiento como un volumen de
control en el cual se cumple la relación:
= +
Así, tomando en cuenta los factores que intervienen en el análisis de yacimientos de hidrocarburos, la
Expansión del petróleo y gas
libre originalmente en sitio
- 1 -
YACIMIENTO I
UNIDAD III. BALANCE DE MATERIALES
Este método se usará y será aceptable para calcular los volúmenes de hidrocarburos originalmente en
sitio y los probables mecanismos de producción del yacimiento, cuando exista suficiente información
a), historia de las presiones de fondo e
información PVT representativa de las condiciones iniciales del yacimiento. Se debe tomar en cuenta
para que estos datos sean confiables, el yacimiento debe haber alcanzado un estado semiestable, es
ones transientes deben haber afectado buena parte del sistema de roca y fluidos, lo cual
suele lograrse al producir al menos un 10% de los hidrocarburos originalmente en sitio. El balance de
buros originales en sitio estimados
predecir el petróleo
Este método parte del principio de que cada volumen poroso de un yacimiento permanece constante,
esión del yacimiento de manera pronosticable, cuando de dicho yacimiento se
produce petróleo, agua y/o gas. En general, el método de balance de materiales para estimación de
reservas está basado en la ley de conservación de la masa; y en su forma más simple, establece que el
volumen inicial de fluidos en el yacimiento es igual al volumen de fluidos remanente en dicho
yacimiento más el volumen de fluidos extraídos menos el posible volumen de agua que pudo haber
El balance de materiales no es más que el enfoque como un balance de masa que se le da al análisis
de hidrocarburos. Este método puede emplearse tanto para
ento como un volumen de
Así, tomando en cuenta los factores que intervienen en el análisis de yacimientos de hidrocarburos, la
Influjo de Agua
2. IG. YULEISY CRISTIA CAÑIZARES
Escuela de Ingeniería de Petróleo –
gi
g
gi
ti
ti
t B
B
B
mB
B
B
+
+
−
+
− 1
(
)
(
)
(
Donde se utilizan algunos de los siguientes términos:
N = Volumen inicial de petróleo (BN)
G = Volumen de gas inicial (PCN)
W = Volumen de agua inicial (BY)
Bo = Factor volumétrico del petróleo (BY/BN)
Bg = Factor volumétrico del gas (BY/PCN)
Bw = Factor volumétrico del agua (BY/BN)
Bt = Factor volumétrico bifásico (BY/BN)
So = Saturación de petróleo (fracción)
Sw = Saturación de agua (fracción)
Co = Compresibilidad del petróleo (lpc-1
Cf = Compresibilidad de la formación (lpc
Cw = Compresibilidad del agua de formación (lpc
OBJETIVOS DEL BALANCE DE MATERIALES
La ecuación general de balance de materiales se aplica con la finalidad de:
• Estimar los volúmenes iniciales de hidrocarburos en el yacimiento (GOES y POES).
• Calcular los volúmenes de hidrocarburos a cualquier tiempo durante el agotamiento del
yacimiento.
• Predecir el comportamiento futuro de los hidrocarburos y la recuperación total de los mismos.
SUPOSICIONES PARA APLICAR BALANCE DE MATERIALES
Con la finalidad de simplificar las ecuaciones a utilizar el método de balance de materiales presenta las
siguientes suposiciones y consideraciones:
Expansión
del petróleo
Expansión
del gas libre
Expansión del agua y
reducción de volumen
CRISTIA CAÑIZARES
– UDO Monagas
UNIDAD III. BALANCE DE MATERIALES
p
t
p
e
wi
f
wi
w
ti R
B
W
P
S
C
S
C
B
m −
+
=
+
∆
−
+
+ (
(
1
)
Donde se utilizan algunos de los siguientes términos:
Bo = Factor volumétrico del petróleo (BY/BN)
= Factor volumétrico del gas (BY/PCN)
= Factor volumétrico del agua (BY/BN)
= Factor volumétrico bifásico (BY/BN)
1
)
Cf = Compresibilidad de la formación (lpc-1
)
Cw = Compresibilidad del agua de formación (lpc-1
)
We = Influjo acumulado de agua (BY)
Vf= Volumen poroso (BY)
∆P= Diferencial de presión (lpc-1
)
Np = Volumen de petróleo producido acumulado (BN)
Gp = Volumen de gas producido acumulado (PCN)
Wp = Volumen de agua producida acumulada (BN)
Rs = Relación gas-petróleo en solución (PCN/BN)
Rp = Relación gas-petróleo producid
(PCN/BN)
m = relación entre el volumen poroso inicial de la capa
de gas y el volumen poroso inicial de la columna
de petróleo (adimensional)
OBJETIVOS DEL BALANCE DE MATERIALES
La ecuación general de balance de materiales se aplica con la finalidad de:
Estimar los volúmenes iniciales de hidrocarburos en el yacimiento (GOES y POES).
e hidrocarburos a cualquier tiempo durante el agotamiento del
Predecir el comportamiento futuro de los hidrocarburos y la recuperación total de los mismos.
SUPOSICIONES PARA APLICAR BALANCE DE MATERIALES
ecuaciones a utilizar el método de balance de materiales presenta las
siguientes suposiciones y consideraciones:
Expansión del agua y
reducción de volumen
poroso
Influjo
de agua
Producción
combinada de
petróleo y gas
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YACIMIENTO I
UNIDAD III. BALANCE DE MATERIALES
w
p
g
si B
W
B
R +
− )
)
= Influjo acumulado de agua (BY)
Np = Volumen de petróleo producido acumulado (BN)
Gp = Volumen de gas producido acumulado (PCN)
Wp = Volumen de agua producida acumulada (BN)
petróleo en solución (PCN/BN)
petróleo producida acumulada
relación entre el volumen poroso inicial de la capa
de gas y el volumen poroso inicial de la columna
Estimar los volúmenes iniciales de hidrocarburos en el yacimiento (GOES y POES).
e hidrocarburos a cualquier tiempo durante el agotamiento del
Predecir el comportamiento futuro de los hidrocarburos y la recuperación total de los mismos.
ecuaciones a utilizar el método de balance de materiales presenta las
Producción
combinada de
petróleo y gas
Producción
de agua
3. IG. YULEISY CRISTIA CAÑIZARES
Escuela de Ingeniería de Petróleo –
Volumen poroso del yacimiento
• En yacimientos de gas seco, el espacio poroso estará ocupado por el gas y el agua
connata.
• En yacimientos subsaturados, el espacio poroso estará ocupado por petróleo y agua
connata.
• En yacimientos saturados con capa de gas, el espacio poroso estará ocupado por
petróleo, gas libre y agua connata.
El petróleo y el gas existente se encuentran siem
existentes en el yacimiento.
Los datos PVT disponibles o estimados simulan el comportamiento dentro del yacimiento y
relacionan la producción superficial al vaciamiento del yacimiento.
El mecanismo de producción expansión de agua
despreciable en yacimientos saturados.
Se considera el factor volumétrico del agua igual a uno (Bw=1,0
en solución igual a cero (Rsw=
La temperatura del yacimiento se considera constante.
FUENTES DE INFORMACIÓN PARA LA APLICACIÓN DE BALANCE DE MATERIALES
Los datos utilizados para una aplicación confiable de la EGBM incluyen:
Análisis PVT representativos de las muestras de fluidos a las condiciones iniciales del yacimiento
(dicho análisis debe evaluarse a la presión estática promedio del yacimiento).
Historia confiable de la presión estática de fondo de los pozos en el yacimiento.
Información detallada de la producción mensual de petróleo, gas y agua.
Dependiendo de las circunstancias, la compresibilidad de la formación en función de la presión
neta de sobrecarga.
APLICACIONES DEL BALANCE DE MATERIALES
La ecuación general de balance de
aplicaciones:
CRISTIA CAÑIZARES
– UDO Monagas
UNIDAD III. BALANCE DE MATERIALES
del yacimiento constante:
En yacimientos de gas seco, el espacio poroso estará ocupado por el gas y el agua
En yacimientos subsaturados, el espacio poroso estará ocupado por petróleo y agua
En yacimientos saturados con capa de gas, el espacio poroso estará ocupado por
petróleo, gas libre y agua connata.
El petróleo y el gas existente se encuentran siempre en equilibrio a la temperatura y presión
Los datos PVT disponibles o estimados simulan el comportamiento dentro del yacimiento y
relacionan la producción superficial al vaciamiento del yacimiento.
ión expansión de agua y reducción del volumen poroso se supone
despreciable en yacimientos saturados.
Se considera el factor volumétrico del agua igual a uno (Bw=1,0 BY/BN) y la relación agua
en solución igual a cero (Rsw= 0 PCN/BN).
del yacimiento se considera constante.
FUENTES DE INFORMACIÓN PARA LA APLICACIÓN DE BALANCE DE MATERIALES
Los datos utilizados para una aplicación confiable de la EGBM incluyen:
representativos de las muestras de fluidos a las condiciones iniciales del yacimiento
(dicho análisis debe evaluarse a la presión estática promedio del yacimiento).
Historia confiable de la presión estática de fondo de los pozos en el yacimiento.
ación detallada de la producción mensual de petróleo, gas y agua.
Dependiendo de las circunstancias, la compresibilidad de la formación en función de la presión
APLICACIONES DEL BALANCE DE MATERIALES
La ecuación general de balance de materiales para el estudio de yacimientos tiene las siguientes
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YACIMIENTO I
III. BALANCE DE MATERIALES
En yacimientos de gas seco, el espacio poroso estará ocupado por el gas y el agua
En yacimientos subsaturados, el espacio poroso estará ocupado por petróleo y agua
En yacimientos saturados con capa de gas, el espacio poroso estará ocupado por
pre en equilibrio a la temperatura y presión
Los datos PVT disponibles o estimados simulan el comportamiento dentro del yacimiento y
y reducción del volumen poroso se supone
) y la relación agua-gas
representativos de las muestras de fluidos a las condiciones iniciales del yacimiento
(dicho análisis debe evaluarse a la presión estática promedio del yacimiento).
Historia confiable de la presión estática de fondo de los pozos en el yacimiento.
Dependiendo de las circunstancias, la compresibilidad de la formación en función de la presión
materiales para el estudio de yacimientos tiene las siguientes
4. IG. YULEISY CRISTIA CAÑIZARES
Escuela de Ingeniería de Petróleo –
Hacer estudios de agotamiento.
Determinar los volúmenes de hidrocarburos originalmente en sitio (POES y GOES) y c
los cálculos volumétricos.
Verificar las posibles extensiones de un campo donde la cantidad de petróleo en el yacimiento
resulta mayor que los cálculos volumétricos.
Determinar la presencia de intrusión de agua y su tasa de intrusión.
Verificar la existencia de una capa de gas.
LIMITACIONES PARA APLICAR BALANCE DE MATERIALES
La EGBM permite obtener resultados confiables cuando:
La arena no se encuentra en comunicación hidráulica con otras arenas de mayor o menor
presión.
No existen grandes gradientes de presión a través del yacimiento a un tiempo dado,
implica que las presiones del yacimiento se encuentran en equilibrio.
Se dispone de datos confiables de tasas de producción, volúmenes acumulados de fluidos
producidos y presiones del yacimiento.
El gas en solución en el agua connata es despreciabl
Las condiciones de yacimiento que limitan la confiabilidad de un estimado, logrado mediante la
aplicación del método de balance de materiales, incluye las siguientes:
Un fuerte empuje por agua o una capa inicial de gran tamaño que mantenga la presión
yacimiento cerca de su valor inicial.
Yacimientos arealmente extensos cuya área desarrollada
desarrollo y producción.
Yacimientos arealmente extensos con transmisibilidades bajas.
Yacimientos muy heterogéneos
permeabilidad, o yacimientos fracturados.
Yacimientos con variaciones espaciales significativas en las propiedades iniciales de los fluidos,
especialmente en aquellos con variaciones iniciales
presión de burbujeo.
CRISTIA CAÑIZARES
– UDO Monagas
UNIDAD III. BALANCE DE MATERIALES
Hacer estudios de agotamiento.
Determinar los volúmenes de hidrocarburos originalmente en sitio (POES y GOES) y c
extensiones de un campo donde la cantidad de petróleo en el yacimiento
resulta mayor que los cálculos volumétricos.
Determinar la presencia de intrusión de agua y su tasa de intrusión.
Verificar la existencia de una capa de gas.
BALANCE DE MATERIALES
La EGBM permite obtener resultados confiables cuando:
La arena no se encuentra en comunicación hidráulica con otras arenas de mayor o menor
No existen grandes gradientes de presión a través del yacimiento a un tiempo dado,
implica que las presiones del yacimiento se encuentran en equilibrio.
Se dispone de datos confiables de tasas de producción, volúmenes acumulados de fluidos
producidos y presiones del yacimiento.
El gas en solución en el agua connata es despreciable.
Las condiciones de yacimiento que limitan la confiabilidad de un estimado, logrado mediante la
aplicación del método de balance de materiales, incluye las siguientes:
Un fuerte empuje por agua o una capa inicial de gran tamaño que mantenga la presión
yacimiento cerca de su valor inicial.
Yacimientos arealmente extensos cuya área desarrollada es diferente en las distintas etapas de
Yacimientos arealmente extensos con transmisibilidades bajas.
Yacimientos muy heterogéneos con zonas de alta permeabilidad intercaladas con zonas de baja
permeabilidad, o yacimientos fracturados.
Yacimientos con variaciones espaciales significativas en las propiedades iniciales de los fluidos,
especialmente en aquellos con variaciones iniciales de las relaciones gas petróleo y de la
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YACIMIENTO I
III. BALANCE DE MATERIALES
Determinar los volúmenes de hidrocarburos originalmente en sitio (POES y GOES) y confirmar
extensiones de un campo donde la cantidad de petróleo en el yacimiento
La arena no se encuentra en comunicación hidráulica con otras arenas de mayor o menor
No existen grandes gradientes de presión a través del yacimiento a un tiempo dado, lo cual
Se dispone de datos confiables de tasas de producción, volúmenes acumulados de fluidos
Las condiciones de yacimiento que limitan la confiabilidad de un estimado, logrado mediante la
Un fuerte empuje por agua o una capa inicial de gran tamaño que mantenga la presión del
es diferente en las distintas etapas de
con zonas de alta permeabilidad intercaladas con zonas de baja
Yacimientos con variaciones espaciales significativas en las propiedades iniciales de los fluidos,
de las relaciones gas petróleo y de la