Cuestionario de Ingenieria Petrolera

Conceptos fundamentales de la ingeniería petrolera. 1. ¿Qué es Ingeniería Petrolera? Es la parte de la ingeniería que combina métodos científicos y artesanales orientados al desarrollo y aplicación de técnicas para descubrir, explotar, desarrollar, transportar, procesar y tratar los hidrocarburos desde su estado natural, en el yacimiento, hasta los productos finales o derivados. 2. ¿Qué es el petróleo? Es una mezcla heterogénea de compuestos orgánicos, principalmente hidrocarburos insolubles en agua. También es conocido como petróleo crudo o simplemente crudo. 3. Menciona los tipos de rocas sedimentarias que conozcas Arcilla, arcosa, caliza, arenisca, brecha, conglomerado, dolomía, limo, limolita, yeso y marga. Por mencionar algunas 4. ¿Cuáles son los componentes básicos para la generación de hidrocarburos? Presión, temperatura, roca generadora, roca almacenadora, roca sello, trampa, migración y sincronía. 5. ¿Qué es un sistema petrolero? Es un sistema natural que incluye todos los elementos y procesos geológicos necesarios para que un yacimiento de aceite y/o gas exista en la naturaleza. 6. ¿Qué es una roca generadora? Es todo aquel cuerpo de roca que permita la conservación temporal y posterior transformación de la materia orgánica en hidrocarburos. La roca generadora debe ser enterrada a una profundidad suficiente (más de 1000 m) para que la materia orgánica contenida pueda madurar hasta convertirse en aceite y/o gas, además de que se encuentre en una cuenca sedimentaria que sufra procesos de subsidencia. 7. ¿Cuáles son las características necesarias para ser una roca generadora? Cantidad, Calidad y Madurez. 8. ¿Qué es la diagénesis? La diagénesis es el proceso mediante el cual los biopolímeros (compuestos orgánicos constituyentes de los seres vivos, tales como carbohidratos, proteínas, etc.) son sometidos a un ataque básicamente microbiano que se realiza a poca profundidad (con presiones

litostáticas de entre 0 y 300 bares) y bajas temperaturas (entre 0 y 50 °C), produciendo básicamente gas metano. 9. ¿Qué es el kerógeno? Es la fracción de la materia orgánica en las rocas sedimentarias que es insoluble en ácidos, bases y en solventes orgánicos, ya que está compuesto básicamente de grasas y ceras. 10. Menciona la clasificación y los tipos de kerógeno Clasificación: sapropélico y húmico Tipos: I, II, III Y IV 11. ¿Qué es el kerógeno sapropélico? Se refiere al producto obtenido de la descomposición y la polimerización de la materia algácea y herbácea principalmente, depositada en condiciones acuáticas con bajo contenido de oxígeno atmosférico. 12. ¿Qué es el kerógeno húmico? Se aplica al producto obtenido de la descomposición de plantas terrestres superiores, depositadas en medios terrígenos con abundante oxígeno atmosférico. 13. ¿Qué características tiene el kerógeno tipo I? Presenta poco oxígeno, mucho carbono y es derivado principalmente de productos algáceos. Es generado por fitoplancton. Genera aceite. 14. ¿Qué características tiene el kerógeno tipo II? Se encuentra relacionado con materia orgánica autóctona de origen marino junto con materia orgánica de origen continental, que fue transportada y depositada mediante ríos. Es una mezcla de fitoplancton, zooplancton y restos de plantas y animales de origen continental. Produce Aceite y Gas. 15. ¿Qué características tiene el kerógeno tipo III? Está conformado principalmente por restos de organismos continentales, por lo que produce principalmente gas o carbón. También puede estar constituido por materia orgánica de origen marino, pero sometida a una fuerte oxidación. 16. ¿Qué características tiene el kerógeno tipo IV? Se refiere a materia orgánica rica en inertinita, por lo que no produce aceite o gas. Este tipo de kerógeno no es importante en la generación de hidrocarburos.

17. Menciona la clasificación general de los ambientes de depósito y por medio de que se distinguen. Se clasifican en Continentales, Transicionales y Marinos; para distinguirlos hay que conocer a detalle sus Facies Petrológicas, Litofacies, Biofacies y Palinofacies. 18. ¿Qué es la catagénesis? Una vez que se tienen los sedimentos consolidados, se entierran profundamente (profundidades mayores a 1,000 m normalmente) debido al depósito de nuevos sedimentos. Estas condiciones generan un aumento de temperatura y presión por lo que el kerógeno se transforma en hidrocarburos. El kerógeno sufre transformación térmica y genera el petróleo (geomonómero), gas húmedo y condensado. Posteriormente, y debido a condiciones más drásticas de temperatura y profundidad, se produce la generación de gas seco o metano catagénico. Las temperaturas que se alcanzan en esta etapa son del orden de 50 ° y hasta 225 °C aproximadamente, y la presión varía de 300 a 1500 bares. 19. ¿Qué es la metagénesis? La metagénesis está considerada también como el inicio del metamorfismo. Ésta se desarrolla a temperaturas mayores a los 225 °C, y es la última etapa dentro de la transformación de la materia orgánica, considerada importante para la generación de gas. La generación de metano acaba a los 315 °C, con profundidades cercanas a los 8 Km, es decir, presiones litostáticas mayores a 1500 bares. No generan yacimientos que tengan rendimiento económico. 20. ¿Qué es una roca almacenadora? Son todas aquellas rocas que debido a sus propiedades de porosidad y permeabilidad, permiten el flujo y almacenamiento de hidrocarburos, en conjunto con otro tipo de rocas denominada roca sello. 21. ¿Qué características debe tener una roca almacenadora? Ser porosas, ser permeables y tener continuidad lateral y vertical. 22. ¿Qué es porosidad? La porosidad se mide en porcentaje de espacios o huecos que hay dentro de la roca. 23. ¿Cuál es la clasificación de la porosidad desde el punto de vista morfológico?

Catenary o Poros Interconectados: Este tipo de porosidad tiene más de una garganta poral conectada con otros poros, la extracción de hidrocarburo es relativamente fácil en este tipo de poros.

Cul-de-sac, conectados o sin salida Este tipo de porosidad tiene una garganta poral conectada con otros poros; se puede producir hidrocarburo por la presión natural del yacimiento.

Poro cerrado o aislado El poro se encuentra completamente cerrado, no tiene ninguna garganta poral conectada con otros poros; en un proceso normal no es capaz de producir hidrocarburo.

Porosidad efectiva Se define como el volumen total de la roca que representa espacios que pueden contener fluidos y se encuentran comunicados entre sí; es la relación entre el volumen de poros interconectados con el volumen total de roca del yacimiento. Porosidad no efectiva o residual Es aquella que representa la fracción del volumen total de la roca que está conformada por los espacios que pueden contener fluidos pero no están comunicados entre sí; es la relación entre el volumen total de poro cerrado con el volumen a granel. Porosidad absoluta o total La sumatoria del volumen de los poros no interconectados más el volumen de los poros interconectados es igual al volumen total de los poros de la roca, entonces la porosidad absoluta es igual a la sumatoria de la porosidad efectiva más la porosidad no efectiva (residual).

24. ¿Cuál es la clasificación de la porosidad desde el punto de vista del tiempo de posicionamiento? Porosidad Primaria La porosidad primaria se puede dividir en dos tipos: Porosidad intergranular o entre partículas Ésta se produce entre los granos de un sedimento, es típica de las areniscas. También se encuentra generalmente en calizas recién depositado. Sin embargo, a menudo en las calizas se pierde esta porosidad por la cementación. En la porosidad intergranular las gargantas porales se encuentran interconectadas unas con otras. A menos que la cementación se amplíe con el tiempo, este tipo de porosidad es muy buena y presenta también buena permeabilidad. En este tipo la porosidad efectiva es equivalente a la porosidad total.

Porosidad intragranular o intrapartícula Ésta ocurre dentro de los mismos granos del sedimento. Ésta porosidad es típica en el recién posicionamiento de los esqueletos de la calizas. No es habitual que estos poros se conserven. Generalmente son rellenados durante el entierro a principios de la cementación, pero en algunos casos, el cemento puede ser lixiviado para dejar el poro intragranular original.

Porosidad secundaria La porosidad secundaria es la porosidad formada dentro de un depósito después del posicionamiento primario. Es causada por la acción de fuerzas tectónicas o de fluidos en la roca madre después del posicionamiento primario. Los principales tipos de porosidad secundaria son: Fenestrales Se desarrolla donde hay una laguna en el marco de la roca, más grande que el normal soportado por los espacios porosos del grano. Es característico de lagunares, es causado por la deshidratación, contracción y deformación de las láminas. Esta tipo de porosidad es la menos frecuente.

Intercristalina Se produce entre los cristales y es el tipo de porosidad encontrado en importantes yacimientos de petróleo y gas. En calizas recristalizadas, porosidad intercristalina es insignificante. Sin embargo, a menudo, las dolomitas cristalinas presentan alta intercristalinidad.

25. ¿Qué es permeabilidad? Es la propiedad que tiene una roca para permitir o no el paso de fluidos a través de ella, debido a los poros interconectados. Una roca tiene permeabilidad adecuada para permitir el paso de los hidrocarburos, cuando:  Tiene porosidad  Tiene poros interconectados  Los poros son de tamaño supercapilar 26. ¿Qué es una roca sello? Es aquel tipo de roca que actúa como barrera al escape del petróleo dentro del yacimiento. (Generalmente lutitas). En ocasiones el sello lo constituye una anomalía estructural o estratigráfica (fallas o discordancias entre otras). 27. ¿A qué se le conoce como migración primaria? Comprende el movimiento de los hidrocarburos a partir de su desprendimiento del kerógeno, así como su transporte dentro y a través de los capilares y poros estrechos de las rocas de grano fino. 28. ¿A qué se le conoce como migración secundaria? Es el movimiento del petróleo, después de su expulsión de la roca generadora a través de poros más amplios de las rocas portadoras y almacenadoras, más permeables y porosas. 29. ¿Cuáles son las fuerzas que causan la migración? Fuerzas debidas a la acción de la gravedad, fuerzas moleculares, fuerzas debidas a la acción química, fuerzas debidas a movimientos tectónicos y a la profundidad de sepultamiento y fuerzas debidas a la acción bacterial. 30. ¿Qué es una trampa de hidrocarburos? Es toda aquella estructura geológica que permite que el aceite y/o gas se acumule y conserve de manera natural durante un cierto periodo de tiempo. Es decir, son receptáculos cerrados que existen en la corteza terrestre y que cuentan con rocas almacenadoras y rocas sello en posición tal que permiten se acumulen los hidrocarburos. Las trampas petroleras tienen una determinada forma, tamaño, geometría, cierre y área de drenaje. 31. ¿A qué se le llama cierre? Es la longitud vertical máxima en la que lo hidrocarburos pueden acumularse en la trampa. 32. ¿A qué se le llama área de drene?

Es la máxima abertura (área) de la trampa, echado abajo, se mide en la parte inferior de la trampa. 33. ¿Qué es la sincronía? Es la relación precisa en espacio y tiempo de todos los elementos que conforman el sistema petrolero, para que este pueda existir. 34. Menciona los crudos de referencia de hidrocarburos Brent blend, West Texas Intermediate, Dubai, Tapis y Minas Ingeniería de yacimientos 35. Menciona la clasificación del petróleo según su densidad API. Crudo liviano. Crudo liviano o ligero, es definido como el que tiene densidades API mayores a 31.1 °API. Crudo medio o mediano. Es aquel que tiene densidades API entre 22.3 - 31.1 °API. Crudo pesado. Es definido como aquel que tiene densidades API entre 10 - 22.3 °API. Crudo extrapesado. Es aquel que tiene densidades API menores a 10 °API. A estos crudos también se les denomina bitúmenes. 36. Menciona la clasificación de los yacimientos Los yacimientos se pueden clasificar de acuerdo a: a) Su origen, composición mineral y textura b) A la acumulación de Hidrocarburos a).- Origen, composición mineral y textura. Las rocas acumulación son generalmente de origen sedimentario, sin embargo el hidrocarburo se encuentra ocasionalmente en rocas ígneas. Las rocas sedimentarias que contienen hidrocarburos pueden dividirse en dos clases como son: Detríticas y Químicas. Los sedimentos detríticos o clásticos provienen de la desintegración de rocas ígneas y metamórficas o de otras rocas sedimentarias, lo que ocurre por un proceso

de diagénesis, meteorización, erosión y transporte, esto se deposita en una cuenca sedimentaria que con el tiempo se convierten en arenas y lutitas. Los sedimentos químicos pueden formarse como resultado de, desarrollo orgánico y precipitación, proceso por el cual se han formado la mayoría de carbonatos o por evaporación del agua de mar en cuencas cerradas. Cabe indicar que: un entendimiento adecuado de los sedimentos debe ser descriptivo y genético, debe saberse de que está compuesto el sedimento, como se formó, como se acumuló el hidrocarburo y en consecuencia encontrar la mejor forma de producir este recurso Haciendo una consideración general se puede ver que la composición mineral está directamente relacionada con la estructura y textura predominante con un determinado tamaño y tipo de cuerpo sedimentario, y cierto tipo de campo hidrocarburo. Yacimientos de calizas y dolomitas. Compuestas de conchas marinas, sales de calcio y magnesio precipitadas en forma de calcitas y dolomitas, se forman en zonas poco profundas del mar, más conocidas como los arrecifes. Las dolomitas se originan de la sustitución de calcio por magnesio. Lo importante a conocer es la formación de la porosidad y la permeabilidad, el desarrollo de la porosidad en calizas y dolomitas que forman yacimientos de hidrocarburos se debe mayormente al agrietamiento mecánico y a la lixiviación química. Las calizas ya consolidadas son poco resistentes a los esfuerzos de tensión y cizalladura, muchas veces por ligeras deformaciones estructurales se forman grietas verticales, esto facilita la movilización de los fluidos como aguas meteóricas; estos movimientos producen un agrandamiento de las fisuras, desarrollo de los poros y aún de cavernas de clase muy irregular no siendo uniforme a lo largo del yacimiento. Yacimientos de lutita. Esta clase de yacimientos no es muy importante comercialmente, pero pueden encontrarse en todas las series de rocas sedimentarias, el desarrollo de porosidad efectiva en lutitas solo ocurre con fracturamiento, lo que presupone la existencia de formación orogénica. Yacimientos de evaporitas. (Sal , Ahidrita y Yeso) Son depósitos de considerable espesor se forman en cuencas sedimentarias cuando tales cuencas no tienen abastecimiento suficiente de clásticos. La roca de sal, lo mismo que de yeso, rara vez constituyen rocas de acumulación, sin embargo, las formaciones de anhidrita impura pueden llegar a convertirse en formaciones con buena porosidad como resultado de la lixiviación de anhidrita por el efecto de circulación de, lo que produce drusas y canales, no obstante, los yacimientos de ahidrita son poco frecuentes. Yacimientos de rocas ígneas y metamórficas. El medio natural para los hidrocarburos es una roca de baja temperatura, por lo tanto las rocas formadas ha temperaturas altas como son las rocas ígneas y metamórficas, raramente sirven a tal propósito. Pudo haber pasado

que el hidrocarburo que se encuentra en estas rocas debió haber llegado allí después que las rocas se enfriaron y consolidaron. b) De acuerdo a la acumulación de hidrocarburos: Yacimientos de gas seco. Son aquellos yacimientos cuya temperatura inicial excede a la cricocondentermica y están constituidos por metano casi, con rastros de hidrocarburos superiores, que en superficie no condensan. Debido a la alta energía cinética de las moléculas y a su baja atracción, no alcanzan la forma de líquidos a la presión y temperatura del tanque de almacén. Se puede observar en la siguiente figura:

Yacimientos de Gas Húmedo. Son aquellos yacimientos que su temperatura inicial excede a la temperatura cricondentermica y están formados por hidrocarburos livianos a intermedios estos no se condensan en el yacimiento pero si lo hacen en superficie (en el separador). Como consecuencia de la disminución en la energía cinética de las moléculas de gas más pesadas, originando un aumento en las fuerzas de atracción transformándose parte de este gas en líquido esto se muestra en la siguiente figura:

Yacimiento de gas condensado. Estos están constituidos por los fluidos tal que, por su expansión isotérmica a la temperatura del yacimiento puede o no revaporizarce al continuar el proceso, se puede hablar en este tipo de yacimientos de una condensación retrograda, donde el gas al disminuir la presión se condensa, estos líquidos se adhieren a los poros siendo este un líquido inmóvil, esto ocasiona una disminución de la producción de líquidos. Este proceso se explica de una manera más detallada a continuación:

Yacimiento de petróleo de alta volatilidad Estos yacimientos están caracterizados porque la temperatura del yacimiento es ligeramente inferior a la temperatura cricondentérmica, además la mezcla de hidrocarburos a condiciones iniciales se encuentra en estado líquido cerca del punto crítico. El equilibrio de fase en estos yacimientos es precario, tienen un alto encogimiento del crudo cuando la presión del yacimiento cae por debajo de Pb (Presión de Burbuja). Por otra parte, las características del fluido son las siguientes: Color amarillo oscuro a negro, API > 40°, Relación Gas-Petróleo entre 2.000 - 5.000 PCN / BN y un factor volumétrico de formación del petróleo mayor a 1,5 BY / BN. Esto se muestra mejor a continuación:

Yacimientos de Petróleo Negro. Se caracterizan por tener la temperatura del yacimiento muy inferior a la temperatura cricondentérmica, poseen un alto porcentaje de componentes pesados a partir del C7, con un porcentaje mayor al 40%. El líquido producido tiene las siguientes características: Color negro o verde oscuro, API.

37. Explica detalladamente en que consiste un análisis o prueba PVT La producción de petróleo y gas natural constituye sin duda el motor de la economía mundial. La creciente actividad de la industria petrolera nos obliga a contar con datos de fluidos representativos para evitar criterios erróneos en la caracterización de los fluidos que pudieran afectar el desarrollo de los campos e incluso la creación de plantas. Los estudios PVT se llevan a cabo con el propósito de analizar los yacimientos, y partiendo de los resultados de estos estudios, determinar los diversos parámetros y metodologías que se desarrollarán para poner a producir el yacimiento. El muestreo de fluidos se realiza al principio de la vida productiva del yacimiento. Existen dos formas de recolectar las muestras de fluidos: -Muestreo de fondo. - Muestreo por recombinación superficial.

Los análisis PVT son absolutamente necesarios para llevar a cabo el diseño de instalaciones de producción, análisis nodales, diversas actividades de la ingeniería de yacimientos; permiten obtener cálculos como el POES del yacimiento, predecir su vida productiva; definir los esquemas óptimos de producción, evaluar métodos de recuperación mejorada y demás propiedades que predicen el comportamiento de los pozos a medida que son explotados. La nuevas herramientas y equipos disponibles de manejo automatizado y computarizado, hacen más factibles la realización de los estudios. Una vez que se determina el estado del fluido presente en el yacimiento a través de los estudios experimentales para fluidos de yacimiento(PVT), se procede a recopilar y estudiar toda la información acerca del comportamiento de los mismos en función de las variaciones de la presión, temperatura y volumen. Esto pasa a ser de vital importancia para la vida productiva del yacimiento ya que si podemos predecir cómo será el comportamiento del fluido se busca la manera de mantener la energía del pozo obteniendo así una mayor producción. Se puede evitar producir de una manera ineficiente, alargando la vida del yacimiento manteniendo las presiones. Cuando se analizan pruebas PVT existe un porcentaje de esas pruebas que resultan no ser útiles debido a que pudiera haber contaminación de los recipientes donde se toman las muestras, mala toma de la muestra o inestabilidad de la producción a nivel de toma de muestreo, entre otros problemas. Es por ello que en el análisis PVT debemos considerar sumamente importante los datos que se están registrando de modo que éstos sean bastante representativos y de esta manera nos den la seguridad de un desarrollo óptimo del campo petrolífero o gasífero. Para tener la certeza de que el muestreo es representativo, se hace una validación exhaustiva tomando en cuenta todos los parámetros del yacimiento medidos durante la toma de muestras como son: - Presión estática del yacimiento - Presión fluyendo - Presión y temperatura a la cabeza del pozo - Presión y temperatura del separador - Gastos de líquido y gas en el separador , así como el líquido en el tanque - Factor de encogimiento del aceite En el laboratorio: Para realizar los estudios PVT en el laboratorio como ya mencionamos antes es necesario tener una muestra representativa del fluido que se encuentra en el yacimiento, por lo tanto se tiene que obtener la muestra al inicio de la producción de manera que esté a condiciones de temperatura y presión inicial del yacimiento. De no ser así, la muestra dejaría de ser una porción representativa del mismo, por lo que se alterarían las propiedades del fluido y por consiguiente no se obtendrían resultados valederos del comportamiento de fases del fluido en el yacimiento. El análisis de laboratorio consiste de:

- Expansión instantánea de la muestra de fluido para determinar la presión de burbujeo. - Expansión diferencial de la muestra de fluido para determinar Bo y Rs. Expansión instantánea de la muestra de fluido a través de varios separadores para obtener los parámetros que permiten ajustar los datos PVT de laboratorio para cotejar las condiciones del separador de campo. Por consiguiente se debe: - Verificar la validez de las muestras - Hacer una comparación de los datos de campo con los datos de laboratorio - Comparar las muestras tomadas en superficie mediante recombinado de las muestras de fondo - Realizar estudios pertinentes al fluido mediante los siguientes experimentos: a) Agotamiento a volumen constante b) Agotamiento diferencial(sólo realizado en aceites) c) Agotamiento a composición constante d) Estudio de separadores en etapas e) Determinación de propiedades físicas como viscosidad, densidad, entre otras. 38. Explique detalladamente en que consiste el Análisis experimental de la prueba PVT La técnica de separación de agotamiento a volumen constante se realiza para la caracterización de los fluidos que muestran intercambio másico entre los diferentes componentes. Esta técnica es de gran utilidad para estudiar los yacimientos de aceite volátil, de gas y condensados. Existen básicamente dos métodos (Bashbush, 1981), (Hoffman, 1960), para realizar la validación de un análisis PVT. El primero consiste en checar las constantes de equilibrio o valores K, esto se hace al graficar en papel semilogarítmico las constantes K contra la presión y observar que no existan posibles cruces entre las diferentes curvas de los componentes, además deben de mostrar una tendencia suave. El segundo es basado en la gráfica de Hoffman-Crump que relaciona el logaritmo de K*P con un factor de caracterización B; en este caso los diferentes componentes deben de mostrar un comportamiento de líneas rectas paralelas entre sí. El ingeniero petrolero a partir de la toma de data PVT, enfatizando por supuesto la validez de las técnicas de muestreo ya sea proveniente del análisis composicional detallado en el laboratorio o data limitada de producción, evalúa su calidad y procesa esta data para que pueda ser usada en alguna de las muchas herramientas de simulación actualmente en uso en la industria. Una comprensión experta de las propiedades de presión-volumen-temperatura (PVT) es esencial para una correcta ingeniería de los análisis de prueba de pozo, diseño de levantamiento artificial, volumetría de yacimiento, movimiento de fluidos en yacimiento, análisis de registro de producción y relaciones de desempeño de influjo.

El estudio PVT composicional es de gran importancia en la ingeniería de yacimientos petroleros, ya que coadyuva a determinar el tipo de yacimiento del que provienen los fluidos y las condiciones volumétricas en las que se encuentran, a través del análisis de su comportamiento (volumétrico y composicional), con la finalidad de poder establecer la mejor estrategia de explotación y separación en la superficie. Debemos detenernos en este momento para considerar y aclarar que el análisis PVT es uno de los grandes recursos con los que contamos para entender el comportamiento de los fluidos en el yacimiento y debemos recordar que se nos pueden presentar muchos casos y muchas situaciones complicadas en el yacimiento que pudieran afectar o hacer menos optima nuestra data de análisis PVT, tal como es el caso cuando al caer la presión en un yacimiento que contiene crudo saturado, el gas de solución es liberado pero en un volumen inferior al pronosticado al análisis PVT, efectuado bajo condiciones de equilibrio, es decir, se encuentra supersaturado con gas. Este efecto causa que la presión del yacimiento sea más baja de lo que sería si el equilibrio se hubiera alcanzado. Al usar la EBM (Ecuación de Balance de Materiales) es fundamental seleccionar un análisis PVT que a diferentes presiones represente apropiadamente, en su totalidad, la secuencia de fenómenos que actúan en la producción de los fluidos, desde el yacimiento, pasando por el pozo hasta el separador. Diversas investigaciones han mostrado que errores asociados a los datos PVT pueden producir grandes errores en los cálculos de los hidrocarburos en sitio. Actualmente existen diversos fabricantes que se dedican a la construcción y comercialización de equipos PVT, entre las más importantes podemos destacar a: Chandler Engineering (Ruska), Temco, DB Robinsón y Vinci Technologies; estas empresas poseen en el mercado una gran cantidad de equipos los cuales se encuentran limitados por la presión máxima de trabajo, la cual no sobrepasa los 10000 lpca. Figura: Parámetros PVT: (a) Encima de la presión de burbujeo (b) Debajo de la presión de burbujeo

Ejemplos de curvas PVT

Esta figura muestra el comportamiento de propiedades PVT (T=190°F, Rsi=725 MSCF/STB, Gravedad Específica=0.7, Gravedad =30° API, pi= 4000 psia)

39. Mencione detalladamente los métodos de estimación de reservas La Ingeniería De Reservas es la rama de la ingeniería de petróleo que se encarga de estimar las cantidades de crudo y gas originales en sitio (POES y GOES). Apoyándose en técnicas probabilísticas y de cálculos matemáticos y físicos se ha logrado alcanzar métodos de alta fiabilidad que permiten estimar y predecir los comportamientos del yacimiento durante la producción e incluso antes de ella ya que cuando se descubre un campo petróleo, no se tienen datos suficientes de ninguno de los aspectos geológicos y físicos que permitan planificar el desarrollo del yacimiento y por ende es necesario idear un plan que permita, de forma redituable, la explotación del yacimiento obteniendo así el mayor margen de recobro posible para ello se tienen los siguientes métodos: 1. Método Por Analogía: Este método se utiliza básicamente en la etapa exploratoria, cuando se descubren yacimiento que no disponen de la información propia y se requieren estimar el volumen del petróleo en sitio y reservas para tener una idea de su potencialidad el cual toma en consideraciones la características similares existentes con los yacimientos cercanos y la información que aporta una comparación entre los pozos. 2. Método Volumétrico: Este método es uno de los más usados ya que se emplea en las etapas iniciales en que se comienza a conocer el campo o yacimiento y se fundamenta en la estimación de las propiedades petrofísicas de la roca y de los fluidos que se encuentran en el yacimiento aun cuando no se ha empezado a producir. Para determinar el POES existen parámetros que se deben tomar en cuenta para tener una mejor estimación de las reservas de hidrocarburos ya que contribuyen de manera directa a la exactitud de dichos cálculos:   

Determinación del volumen de roca. Determinación de la porosidad promedio. Eficiencia de recobro o Factor de recobro. 3. Métodos basados en el análisis del comportamiento de yacimientos

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Balance De Materiales: Este método se fundamenta en la premisa que dice que el volumen poroso de un yacimiento permanece constante o cambia de una manera pronosticable cuando la presión del yacimiento disminuye como consecuencia de la producción de fluidos, entonces como el volumen poroso permanece constante eso está indicando que los fluidos remanentes en el yacimiento se están expandiendo, ocupando así el volumen dejado por la salida de los fluidos producidos. También permita conocer el comportamiento de los fluidos dentro del yacimiento en función al tiempo o grado de agotamiento. Factor O Grado De Agotamiento: Es un dato que permite relacionar presiones iniciales y finales dentro del yacimiento y así poder determinar cuál será la presión de abandono en que se detendrá la producción. En modelos volumétricos se le asocia este grado de agotamiento a un parámetro Pe (Presión estática).

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Análisis De Curvas De Declinación De Producción: Se define como declinación de un pozo la disminución progresiva y continua de la tasa de producción de dicho pozo, partiendo de su valor máximo inicial y como resultado de la disminución también continua del factor (Ko¨p2-p1¨)/Uo a medida que avanza el agotamiento de su área de drenaje.

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Método De Simulación Y Modelación Computarizada De Yacimientos: Este tipo de método utiliza como herramienta fundamental ecuaciones y aspectos físicos relacionados con los métodos anteriores de volumétrica y balanceo de materiales: * Elementos fundamentales del yacimiento. * Elementos Derivados.

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Método Probabilístico Para La Determinación de Reservas: Este método se basa en la revisión de datos geológico, ingenierías y económicos en un campo parcialmente perforado.

40. Mencione detalladamente los mecanismos de empuje en un yacimiento Yacimientos con empuje por gas en solución Éste es el principal mecanismo de empuje para aproximadamente la tercera parte de los yacimientos de hidrocarburos del mundo, ya que predomina sobre el mecanismo de empuje por capa de gas o empuje por agua. En empuje por gas en solución la saturación de agua en el yacimiento se encuentra cercana al valor irreducible. Además la presión inicial es igual a la presión del punto de burbuja. En caso que sea mayor, la presión declinará rápidamente al valor de burbuja como consecuencia de la producción. Durante esta etapa todo el gas permanece en solución. Una vez que se ha conseguido la presión de burbuja en el yacimiento, la posterior producción de los fluidos causa que la presión continúe descendiendo, lo que produce la liberación del gas disuelto en el yacimiento. Este gas libre alcanza la fase continua cuando la saturación de gas excede a la saturación crítica, permitiendo su movilidad. Yacimientos con empuje por capa de gas En este tipo de yacimientos se considera una presión inicial igual a la presión del punto de burbuja. Con la capa de gas, el petróleo está manteniendo la máxima cantidad de gas en solución. A medida que la presión del yacimiento se reduce como una consecuencia de la producción, la capa de gas, actuando como un pistón, se expande causando el desplazamiento inmiscible del petróleo.

La eficiencia de recuperación promedio para un yacimiento en el cual la capa de gas es el mecanismo de empuje es del orden de 20 a 40 % del petróleo original en sitio. Los factores que pueden favorecer a aumentar el recobro de petróleo en un yacimiento con una capa de gas son una baja viscosidad y alta gravedad API del petróleo, alta permeabilidad de la formación, y diferencia considerable de densidades entre el petróleo y gas. Yacimiento con empuje por segregación gravitacional En un yacimiento con empuje por segregación, a medida que el gas es liberado del petróleo, se mueve hacia el tope del yacimiento, mientras que el petróleo se desplaza hacia abajo, debido a la permeabilidad vertical. Para que esto ocurra debe existir suficiente permeabilidad

vertical para permitir que las fuerzas gravitacionales sean mayores que las fuerzas viscosas. Algunos de estos yacimientos no tienen capa de gas inicial, pero la recuperación será mayor si ésta existe. Un mecanismo similar denominado drenaje gravitacional ocurre si es que el yacimiento tiene un gran buzamiento. En este caso el petróleo se mueve hacia abajo y el gas hacia arriba, pero el flujo es paralelo al ángulo de buzamiento, en vez de ser perpendicular. En la mayoría de los casos el drenaje gravitacional y empuje por segregación se consideran como el mismo mecanismo. Si no se considera el aspecto económico, este es el mecanismo de empuje primario más eficiente. Las eficiencias de recuperación están en el rango de 40 a 80 %. Yacimiento con empuje por agua En este tipo de yacimiento la presión inicial es mayor que la presión del punto de burbuja, por lo tanto, no existe capa de gas. Cuando la presión se reduce debido a la producción de fluidos, se crea un diferencial de presión a través del contacto agua-petróleo. De acuerdo con las leyes básicas de flujo de fluidos en medios porosos, el acuífero reacciona haciendo que el agua invada a la zona de petróleo originando intrusión o influjo, lo cual no solo ayuda a mantener la presión sino que permite un desplazamiento inmiscible del petróleo que se encuentra en la parte invadida. La Intrusión ocurre debido a: - Apreciable expansión del agua del acuífero. A medida que se reduce la presión, el agua se expande y reemplaza parcialmente los fluidos extraídos del yacimiento. Yacimientos con empuje por compactación La producción de los fluidos de un yacimiento conduce a un incremento de la diferencia existente entra las presiones de sobrecarga y de poro presentes, lo cual produce una disminución del volumen poroso y posiblemente el efecto de subsidencia de la superficie. Este mecanismo de empuje por compactación solo tendrá un efecto considerable en la producción si la compresibilidad de la formación es elevada, por lo tanto se presenta en yacimientos someros y poco consolidados que precisamente muestran dichas características. Sin embargo, esta compactación no es beneficiosa del todo, a pesar que puede contribuir con la producción de los fluidos, también puede causar problemas tales como la disminución de la permeabilidad en la formación o colapsar el revestimiento.

Caracterización estática y dinámica de yacimientos 41. Objetivos de la explotación de un campos: Maximizar el valor económico del recurso a través de la implantación de tecnología desde y durante las recuperaciones primaria, secundaria, mejorada, terminación de pozos y de sistemas artificiales.

42. ¿En que se basa la caracterización de yacimientos? En información sísmica, geológica, de núcleos y de registros de pozos. A este tipo de procesos se le conoce como caracterización estática de yacimientos ya que los resultados son independientes de los procesos que ocurren durante la explotación de un yacimiento. 43. ¿Qué es la caracterización estática de yacimientos? Es el proceso mediante el cual se aplican diferentes disciplinas tales como geología, geofísica, petrofísica, etc. Con el fin de conocer los tipos de roca que constituyen el yacimiento así como su tamaño y forma. 44. ¿Qué es la caracterización dinámica de yacimientos? Es el proceso mediante el cual se identifican y evalúan los elementos que afectan la explotación de un yacimiento a través del análisis de variables que indican el comportamiento del sistema, tales como presión, temperatura, flujo y trazadores entre otros elementos. 45. Menciona las herramientas de la caracterización estática de yacimientos Datos geofísicos Datos geológicos Registros de pozo Datos de laboratorio 46. Menciona las herramientas de la caracterización dinámica de yacimientos Datos históricos de producción Pruebas de variación de presión Registros de presión de fondo fluyendo y cerrado Registros de molinete hidráulico y temperatura Pruebas de trazadores Datos de comportamiento de yacimiento 47. Definir gravedad especifica de un líquido a que condiciones de presión y temperatura se determina. Definir gravedad api y mencionar sus ventajas. Gravedad Específica de un líquido.- Es el cociente de la densidad del líquido con respecto a la densidad del agua, ambos tomados a las mismas condiciones de temperatura y presión. La densidad del agua es aproximadamente de 1 gr/cm3.

La densidad relativa está definida como el cociente entre la densidad que primordialmente es de una sustancia y la de otra sustancia tomada como referencia, resultando

Donde es la densidad relativa, referencia.

es la densidad absoluta y

es la densidad de



Para los líquidos y los sólidos, la densidad de referencia habitual es la del agua líquida a la presión de 1 atm y la temperatura de 4 °C. En esas condiciones, la densidad absoluta del agua es de 1000 kg/m3



Para los gases, la densidad de referencia habitual es la del aire a la presión de 1 atm y la temperatura de 0 °C.

También se puede calcular o medir la densidad relativa como el cociente entre los pesos o masas de idénticos volúmenes de la sustancia problema y de la sustancia de referencia:

Densidad del aceite.- En la práctica común, el aceite crudo se clasifica de acuerdo a su peso específico, y es expresado en una escala normalizada por el Instituto Estadounidense del Petróleo (American Petroleum Institute). Esta escala es llamada densidad API, o comúnmente conocida como grados API (°API). La densidad en °API está definida como:

Ventajas. El valor de la gravedad API es utilizado para cálculos importante en la Ingeniería Petrolera.  Ofrece conocimiento acerca de la calidad del hidrocarburo.  Es el concepto más utilizado internacionalmente.

48. Define factor de volumen de formación y menciona como se calcula y sus aplicaciones. Factor de volumen de formación de aceite.- Es el volumen que ocupa un barril de aceite con su gas disuelto a condiciones de yacimiento (presión y temperatura del yacimiento) por cada volumen que ocupa un barril a condiciones estándar. Esta es una medida del encogimiento volumétrico del aceite del yacimiento a condiciones de superficie. Cálculo.-

Factor de volumen de formación de gas.- El factor de volumen del gas, es definido como el volumen de gas medido a condiciones de yacimiento entre el volumen de ese mismo gas pero medido a condiciones estándar. Cálculo.-

Aplicaciones. Usado para calcular GP  Para determinar caídas de Presión  Para llevar un control del yacimiento. 49. Menciona unidades de volumen usadas en la industria petrolera, las condiciones de presión y temperatura en las que se usan y en qué casos. Unidades Utilizadas.- El petróleo crudo y los productos refinados derivados de él se suelen medir bien en volumen (galones o barriles estadounidenses) o en peso (toneladas cortas o toneladas métricas). La relación entre volumen y masa se caracteriza por la densidad (o alternativamente densidad relativa o gravedad específica). Las cantidades de petróleo producido, transportado o procesado se expresan en barriles por día (bpd o b/d). Una regla imprecisa pero sencilla es que un barril por día equivale aproximadamente a 50 toneladas métricas al año, aunque naturalmente el número exacto depende de la densidad y el tipo de producto. Otras unidades utilizadas son el ft3, el m3 y el cm3. Para medir la energía la unidad más habitual es la Tonelada equivalente de petróleo (Tep en castellano, Toe en inglés). Su valor equivale a la energía que hay en una tonelada de petróleo y, como puede variar según la composición de este, se ha tomado un valor convencional de 41,9 GJ. 1 Bep (barril equivalente de petróleo) = 0,14 Tep.

La energía del gas natural también se suele convertir a barriles equivalentes de petróleo mediante el ratio de 155,4 m3 GN/ bep. Este cociente se basa en la energía equivalente media contenida en el total de las reservas actuales de gas natural. Condiciones de Presión y Temperatura.- Las condiciones de presión y temperatura dependen estrictamente de donde se encuentre el hidrocarburo, es decir a condiciones estándar o a condiciones de yacimiento. Usos.- Barriles, m3 y ft3 son muy utilizados para el petróleo, mientras que en el caso del gas lo más conveniente es usar solo m3 y ft3. 50. Define solución gas-aceite, como se determina y sus aplicaciones. Relación Gas-Aceite.- La relación gas aceite, son los metros cúbicos de gas producidos (el cual considera gas disuelto y gas libre en el yacimiento) por cada metro cúbico de aceite producido, medidos ambos volúmenes a condiciones estándar. Las condiciones de separación como presión, temperatura y número de etapas, afectan el valor de dicha relación. Cálculo.-

Aplicaciones. Para saber que tan soluble es el gas en el petróleo.  Conocer el grado de saturación del crudo. 51. Define factor de volumen total, como se determina y sus aplicaciones. Factor de Volumen Total.- El factor de volumen total o de la fase mixta, se refiere al volumen de aceite en el yacimiento con su gas disuelto más el volumen de gas liberado, entre el volumen de aceite en la superficie. Sólo para yacimientos de aceite y gas disuelto liberado. Calculo.-

Aplicaciones. Utilizado para cálculos de Ingeniería de yacimientos de gas.  Controlar el volumen de hidrocarburo del yacimiento. 52. Define coeficiente de compresibilidad isotérmico usos y unidades. Coeficiente de compresibilidad isotermo.- Se define como la rapidez de cambio, con signo negativo, del volumen con respecto a la presión, por unidad de volumen, cuando permanece constante la temperatura. Se representa por T y su expresión matemática es:

Cálculo.-

T  

1  V    V  p T

Dimensiones.L M-1 T2 Unidades.M2 N-1 53. Define viscosidad del aceite, unidades, modelos de medición y su relación con la presión y la temperatura. Viscosidad del aceite y Unidades.- La viscosidad es una medida de la resistencia al flujo ejercida por un fluido, y sus unidades usualmente son los centipoises. Medidores de viscosidad. Viscosímetro Es un instrumento para medir la viscosidad de un fluido  Viscosímetro de tubo capilar Consiste en 2 recipientes conectados por un tubo largo de diámetro pequeño conocido como tubo capilar. Conforme al fluido fluye a través del tubo con una velocidad cte. El sistema pierde energía, ocasionando una caída de presión. La magnitud de la caída de presión está relacionada con la viscosidad del fluido mediante la siguiente ecuación:  El viscosímetro Saybolt:

La facilidad con que un fluido fluye a través de un orificio de diámetro pequeño es una indicación de su viscosidad, este es el principio por el cual está basado el viscosímetro universal. La muestra del fluido se coloca en el aparato después de que se establece el flujo se mide el tiempo requerido para colectar 60 ml. De fluido. El tiempo resultante se reparta como la velocidad del fluido en segundos universales de Saybolt  Viscosímetro de Oswald- cannon-Fenske: En esencial el viscosímetro es un tubo “U” una de sus ramas es un tubo capilar fino conectado a un deposito superior. El tubo se mantiene en posición vertical y se coloca una cantidad conocida del fluido él deposito para que luego fluya por gravedad a través de un capilar. Los procedimientos exactos para llevar acabo estas pruebas estándar dado en los estándar de la American Society For Testing and Materials.  Viscosímetro de cilindro concéntrico Por medio de un cilindro que gira a una cierta velocidad con respecto a un cilindro interno concéntrico estacionario se determina du/dy al medir el momento de torsión sobre el cilindro estacionario es posible calcular el esfuerzo cortante. El cociente entre el esfuerzo cortante y el cambio de velocidad expresa la viscosidad. Si la velocidad de rotación es N rpm y el radio es r2 , la velocidad del fluido en la superficie del cilindro externo está dada por 2 r2n/60. Con una separación entre cilindro y cilindro La ecuación se basa en b Pb) y la temperatura inicial es igual a la temperatura del yacimiento. El petróleo es expandido isotérmicamente en varias etapas hasta alcanzar la presión de burbujeo. Luego isotérmicamente el petróleo se expande en varias etapas por debajo de la presión de burbuja y el gas liberado se mantiene dentro de la celda en contacto con el líquido.

Resultados de la prueba de liberación Instantánea o Flash

1. Presión de burbuja 2. Volumen relativo en función de la presión, (V / Vb). 3. Compresibilidad del petróleo 60. ¿En qué consiste un análisis diferencial y que variables se determinan? Es aquella donde la composición total del sistema varia durante el proceso., es decir, el gas liberado es removido total o parcialmente del contacto con el condensado retrogrado. Inicialmente, la celda contiene una cantidad de gas condensado a una presión mayor o igual a la de burbuja (P1 ≥ Pb) y a una temperatura T. El gas se expande hasta llegar a una presión P2 (P2