Tarea 6 tarea Geo

UNIVERSIDAD MAYOR REAL Y PONTIFICIA DE SAN FRANCISCO XAVIER DE CHUQUISACA FACULTAD DE TECNOLOGIA

CARRERA: Ing. Petróleo y Gas Natural MATERIA: GEOLOGIA DEL PETROLEO PRÁCTICA: Nª 6 TITULO DE LA PRÁCTICA: CARCATERISACIO Y GEOLOGIA DE LOS YACIMIENTOS GRUPO: N° 2 UNIVERCITARIOS: Torrejon Vargas Gonzalo

FECHA DE REALIZACIÓN: 18 de agosto 2020 FECHA DE PRESENTACIÓN: 25 de agosto 2020 DOCENTE: ING. CERVANTES PACHECO YERKO BLADIMIR

Sucre - Bolivia

Tabla de contenido TRABAJO DE INVESTIGACION N° 6...............................................................................................2 TEMA: CARACTERIZACION DE RESERVORIOS...............................................................................2 1.-

Dentro de los datos para caracterizar un yacimiento investigar:...............................2

a) Que son pruebas de variación de presión...........................................................................2 b) Dentro de este tipo de pruebas que es la estimación de la producción en base a presión y gastos medidos en el fondo y en boca de pozo......................................................2 2.Cual es concepto de los siguientes términos dentro de lo que significa los datos de caracterización por variación de presión................................................................................3 3.-

Investigue sobre caracterización estática y dinámica de un yacimiento....................5

4.A qué se refiere la caracterización cuantitativa y cualitativa de un yacimiento dentro la caracterización estática...........................................................................................8 5.Investigar que es la caracterización geológica de un yacimiento e interpretar el siguiente cuadro referido al gasto vs presión.........................................................................8 6.Dentro la aplicación de la caracterización integrada de yacimientos petroleros que será la simulación numérica de yacimientos........................................................................10 Referencias.................................................................................................................................10

TRABAJO DE INVESTIGACION N° 6 TEMA: CARACTERIZACION DE RESERVORIOS 1.-

Dentro de los datos para caracterizar un yacimiento investigar: a) Que son pruebas de variación de presión b) Dentro de este tipo de pruebas que es la estimación de la producción en base a presión y gastos medidos en el fondo y en boca de pozo. FUENTES DE INFORMACIÓN PARA REALIZAR LA CARACTERIZACIÓN DE UN YACIMIENTO PETROLERO. La etapa inicial de un proceso de caracterización de yacimiento consiste en la generación de un modelo estático inicial. Los estudios de los yacimientos petroleros involucran diversas fuentes de información. Desde que se inicia la exploración, posteriormente con la perforación de los pozos y a lo largo de la vida productiva del yacimiento se realizan diversas actividades que proporcionan información valiosa para la caracterización del yacimiento. Entre las fuentes de información utilizada en la caracterización de los yacimientos, se tienen datos de perforación de pozos, muestras de roca, registros geofísicos, datos sísmicos y pruebas de formación y de variación de presión. Pruebas de Variación de Presión. Las pruebas de variación de presión son el nombre que se le da a una prueba en la cual se genera un pulso hidráulico, a la formación (o medio poroso de un yacimiento) mediante un periodo de flujo, inyección de fluidos, o cierre en un pozo. La información acerca de las condiciones del yacimiento, evaluadas in-situ, es de gran importancia en los estudios de caracterización de yacimientos. El ingeniero de yacimientos, para estimar y predecir adecuadamente el comportamiento de un yacimiento, así como estimar producciones futuras, se basa en los datos de presión y gastos medidos a condiciones de fondo y a boca del pozo. Las pruebas de presión consisten esencialmente en generar y registrar variaciones de presión en el fondo de uno o varios pozos durante un periodo de tiempo determinado. Estas variaciones de presión en el fondo se generan modificando las condiciones de producción o inyección de un pozo. El objetivo de realizar una prueba de variación de presión, es obtener información característica del sistema roca-fluidos que rodea a los pozos y de los pozos mismos a partir de variaciones de presión registradas en el fondo, las cuales representan la respuesta del yacimiento. Con esta información, y de acuerdo a un modelo de interpretación, es posible determinar parámetros del yacimiento y del pozo, tales como: la capacidad de flujo, el daño a la formación, la presión promedio del yacimiento, el volumen poroso, entre otros.

Existen distintos tipos de pruebas de variación de presión en pozos. Las más comunes son las pruebas de decremento e incremento de presión.[ CITATION wik \l 16394 ]

2.Cual es concepto de los siguientes términos dentro de lo que significa los datos de caracterización por variación de presión  La capacidad de flujo.  El daño a la formación.  La presión promedio del yacimiento.  El volumen poroso. CONCEPTO DE DAÑO DE LA PERFORACION El daño a una formación productora de hidrocarburos es la pérdida de productividad o inyectabilidad, parcial o total y natural o inducida de un pozo, resultado de un contacto de la roca con fluidos o materiales extraños, o de un obturamiento de los canales permeables asociado con el proceso natural de producción. Se define el daño a la formación como cualquier restricción al flujo de fluidos en el medio poroso, causado por la reducción de la permeabilidad en la vecindad del pozo, por la producción de fluidos o por la introducción de fluidos durante las operaciones de perforación, terminación y/o rehabilitación del pozo, y que puede ser eliminada mediante tratamiento químico (ácidos, surfactantes u otros), permitiendo al pozo recuperar la mayor parte de su capacidad original de producción. La aproximación sistemática al diseño de tratamientos químicos para la eliminación del daño a la formación implica: aplicar una metodología integrada de diagnóstico del daño existente, lo cual comprende: 1. Un análisis completo de las historias de perforación, terminación y reparaciones del pozo con énfasis en las posibles interacciones de los fluidos utilizados con los minerales y los fluidos del yacimiento. 2. Un buen análisis de las pruebas de presión tomadas al pozo. 3. Un estudio de la eficiencia de producción mediante análisis nodal del pozo. 4. Análisis económico de las ganancias de producción que podrían obtenerse mediante el tratamiento. 5. Predicción de las reacciones químicas que podrían ocurrir en la formación al introducir los fluidos diseñados, mediante la realización de pruebas de flujo a través de núcleos o la utilización de modelos geoquímicos. Se debe hacer especial énfasis en la comprensión de los fenómenos interfaciales y su influencia sobre la productividad de los pozos, así, se estudian fenómenos

como los bloqueos por emulsionados, los bloqueos por agua y la inversión de la mojabilidad del yacimiento, el diagnóstico apropiado de la ocurrencia de estos fenómenos, y la prevención y remedio de los mismos mediante el uso apropiado de los surfactantes. La aplicación de estos procedimientos garantizarán mayores probabilidades de éxito en la selección de pozos candidatos a tratamientos químicos, y permitirá distinguir cuándo un pozo puede ser candidato a estimulación mecánica (fracturamiento), y, lo que es más importante, permitirá reconocer cuándo un pozo debe ser abandonado, eliminando el desperdicio que supone tratar pozos que no van a aportar producción adicional. 6. Las causas de una baja productividad en un pozo pueden variar desde un problema fundamental del yacimiento hasta restricciones al flujo en la zona cercana al pozo, o en el pozo mismo. Las causas potenciales incluyen: baja permeabilidad natural del yacimiento, baja permeabilidad relativa a la fase de hidrocarburos, daño a la formación, perforaciones de poca penetración o tapadas, y restricciones a nivel de pozo. Es importante distinguir entre baja tasa de producción y bajo índice de productividad. La baja tasa de producción en un pozo puede ser causa de defectos en el sistema de levantamiento o en el diseño de las tuberías, mientras que el índice de productividad de un pozo hay que analizarlo comparándolo con los pozos vecinos completados en el mismo yacimiento, o con el que el mismo pozo tenía al principio de su vida productiva. Para analizar el índice de productividad hay que medirlo, y si se halla que es anormalmente bajo, se debe distinguir entre una baja capacidad de flujo del yacimiento y restricciones al flujo en las cercanías del pozo. Para esto, hay que realizar pruebas de restauración de presión para hallar la presión del yacimiento, la presión fluyente de fondo del pozo, la capacidad de flujo, permeabilidad por espesor (kh), y el factor de daño. El índice de productividad se define como el volumen de fluido producido, por unidad de caída de presión entre el yacimiento y el pozo, como sigue: (1) Donde: j = índice de productividad, b/d q = tasa de producción, b/d Pe = presión del yacimiento, psi Pwi = presión fluyente de fondo del pozo psi. La tasa de producción, para estado seudo estabilizado, viene dada por la ec. de Darcy para flujo radial, como sigue: q (2) Donde: re = radio de drenaje del pozo. pies rw = radio del pozo. pies Viscosidad del petróleo, cP B0 = factor volumétrico del petróleo. By / Bn (Adim.) s = factor de daño. adimensional k = Permeabilidad efectiva. mD h = Espesor de la zona. pies.

7. Como puede verse en la ecuación anterior, hay varios factores que influyen en la productividad del pozo. Es de sumo interés descartar factores tales como la baja presión del yacimiento, la baja permeabilidad natural, y defectos mecánicos y de levantamiento, para distinguir si la causa es restricción al flujo en la zona del yacimiento más cercana a la cara del pozo. Esta restricción, que de ahora en adelante llamaremos daño a la formación, viene representada por en la ec. 1.1 Donde: Pe = presión estática del yacimiento, psi Pwf = presión de flujo del pozo, en condiciones de daño, psi Pwf” = presión de flujo del pozo sin daño, psi rd = radio de la zona dañada, pies re = radio de drenaje del pozo en el yacimiento, pies rw = radio del pozo, pies 3.-

Investigue sobre caracterización estática y dinámica de un yacimiento

Caracterización Estática: La caracterización de un yacimiento de hidrocarburos consiste en generar un modelo geológico del yacimiento (estructuras y propiedades físicas) basado en la integración de la información geofísica, petrofísica, geológica y de Ingeniería con el fin de calcular reservas y crear un plan de desarrollo óptimo del campo. Por ello la caracterización es una etapa muy importante en el plan de explotación de un yacimiento de petróleo. La etapa inicial de un proceso de caracterización de yacimiento consiste en la generación de un modelo estático inicial basado en información previa (Estática). Esta información previa se consigue a partir de la interpretación de datos sísmicos 2D y 3D, registro de pozos, pruebas de laboratorios, análisis de ripios (muestras obtenidas durante la perforación), análisis de núcleos (muestras compactas tomadas en el yacimiento), entre otros. Dentro de la etapa inicial del proceso de caracterización de yacimientos se siguen, en general, las etapas de modelización geológica, modelización de las propiedades físicas de la roca a partir de registros, inclusión del análisis de producción y por supuesto integración de la información disponible del campo. En la modelización geológica se desarrolla la modelización estructural, a partir de la información sísmica y geológica del área, donde se dispone de sistemas para interpretación sísmica en 2D y 3D y modelización Geológica para la integración de la información procesada. El análisis de los registros eléctricos se basa en la aplicación de algoritmos para estimar las propiedades físicas (permeabilidad y porosidad). Luego se integran la modelización geológica, el análisis de registro y la información de análisis de laboratorio usando una metodología de evaluación. Esta integra la información estática disponible y utiliza la determinación cuantitativa de la litología de la roca, textura, composición, sistema

poral, arcillas y otros minerales sensibles. Finalmente, una vez aplicada la metodología de evaluación se obtiene un modelo que clasifica los tipos de roca y define los ambientes de depositación, generándose así un modelo estático inicial que caracteriza el yacimiento en estudio. En caso de no existir datos de producción en el campo, el modelo estático Inicial se usa como información de entrada en la aplicación de métodos volumétricos para estimar el potencial del yacimiento con el objetivo de determinar si es o no rentable su explotación, evaluando las zonas potenciales de producción. Otra alternativa es la aplicación de los métodos estadísticos para generar más de un modelo inicial del yacimiento basado en la información previa (Estática). Estos buscan estimar la distribución de los parámetros a lo largo de todo el yacimiento conocidos los valores en los pozos de forma que se ajusten al resto de información que se tiene de la zona donde se encuentra el yacimiento, como puede ser la obtenida por métodos sísmicos o por otro tipo de estudios geológicos de la zona. Por otra parte con los métodos estocásticos (basados en información estática) se consigue una gran cantidad de “realizaciones equiprobables” (es decir, posibles mapas de los parámetros en el área del yacimiento que tienen la misma probabilidad de ser correctos en función de criterios basados en la información conocida). Por supuesto la gran mayorıa de ellos no va a ajustar los datos de producción en los pozos ni siquiera aproximadamente. Debido a que es posible crear muchos modelos geológicos escalados equivalentes usando el modelado estocástico, se evalúa la incertidumbre del modelo y se confirman los hidrocarburos recuperables. De esta manera, la simulación del flujo de los modelos geológicos escalados en los percentil es P10, P50 y P90, resultan en unas curvas de producción acumulada pesimista, regular y optimista respectivamente. Entre estos métodos estadísticos se encuentran el kriging, el cokriging y los modelos gaussianos. En el caso de un yacimiento con historia de producción, el modelo estático inicial se usa como información de entrada para generar un modelo de simulación dinámico (que además toma en cuenta la información de los fluidos y los datos de producción) que debe ser ajustado para completar el proceso de caracterización del yacimiento generando un modelo estático final que se ajusta a la historia de producción con el objetivo de obtener un modelo de predicción que permita optimizar la producción del campo. CARACTERIZACION DE YACIMIENTOS USANDO INFORMACION DINAMICA Para completar la caracterización también se usan medios dinámicos que detectan y evalúan los elementos que afectan el comportamiento de un yacimiento. Las

herramientas usadas son las pruebas de presión, datos de producción, registros de producción y pruebas muy especializadas, como son las pruebas de trazadores que sirven para detectar líneas de preferenciales. PRUEBAS DE VARIACION DE PRESION Una prueba de variación de presión consiste en enviar una señal al yacimiento y recibir una respuesta. Efectuar un análisis de esta consiste en aplicar conocimientos matemáticos en forma de modelos e identificar también el modelo del yacimiento. OBJETIVOS DE LAS PRUEBAS DE VARIACION DE PRESION - Estimar los parámetros del yacimiento - Calcular la presión promedio del área de drenaje - Detectar las heterogeneidades del yacimiento - Hallar el grado de comunicación entre zonas del yacimiento - Determinar el estado de un pozo (DAÑADO) - Estimar el volumen poroso del yacimiento - Estimar las características de una fractura que intercepta al pozo - Estimar los parámetros de doble porosidad de una formación - Determinar las condiciones de entrada de agua - Confirmar la presencia de un casquete - Establecer el grado de comunicación de varios yacimientos a través de un acuífero común - Estimar el coeficiente de alta velocidad de pozos de gas - Estimar los factores de pseudo daño (penetración parcial, perforación, desviación, fractura) - Estimar en avance del frente de desplazamientos en procesos de inyección NTERPRETACION DE PRUEBAS DE POZOS Las pruebas de pozos se dividen en dos tipos: - Pruebas de presión - Registros de producción Los comportamientos de los yacimientos se pueden clasificar como tres tipos principales: - Homogéneos: significa que solo hay porosidad media y es la que produce en el pozo.

- Doble porosidad: significa que dos medios homogéneos porosos de distinta porosidad y permeabilidad están interactuando. Esta describe los sistemas siguientes: yacimiento naturalmente fracturado, yacimientos de capas múltiples con alta permeabilidad, yacimientos de una sola capa con alta variación de permeabilidad del espesor del yacimiento y penetración parcial. - Doble permeabilidad: Se refiere a dos distintas porosidades medias, cada una aporta fluidos al pozo. Puede describir los siguientes sistemas: yacimientos de capas múltiples, con contraste bajo de permeabilidad, zonas múltiples separadas por capas impermeables, terminación parcial.[ CITATION pet11 \l 16394 ] 4.A qué se refiere la caracterización cuantitativa y cualitativa de un yacimiento dentro la caracterización estática La caracterización de yacimientos consiste en detectar y evaluar las características y los parámetros de la formación que afectan el comportamiento de flujo, entre los cuales se tiene, la permeabilidad, la porosidad, la anisotropía, las fuerzas capilares y mojabilidad, la estratificación, las fallas geológicas, las discordancias, los acuñamientos, el fractura miento y dividir en compartimentos el área de estudio (yacimiento). En la caracterización de yacimientos petroleros, el objetivo principal es conocer las características de las rocas productoras de hidrocarburos y de los fluidos presentes en el yacimiento, tanto cualitativa como cuantitativamente, por lo que desde este punto de vista, se consideran dos tipos de caracterización: cualitativa y cuantitativa. Caracterización cualitativa. - Consiste en determinar parámetros o aspectos que permiten calificar diferentes propiedades geológicas y petrofísicas a las diferentes escalas de caracterización. Entre los parámetros y aspectos propios de la caracterización cualitativa de un yacimiento, se tienen: la litología, la presencia de hidrocarburos y la identificación de cuerpos permeables. Caracterización cuantitativa. - En la caracterización cuantitativa de los yacimientos petroleros de determina información que permite cuantificar propiedades geológicas y petrofísicas a las diferentes escalas de caracterización. Entre los parámetros fundamentales para la caracterización cuantitativa del yacimiento, se tienen: la porosidad, la permeabilidad, la saturación de fluidos y la compresibilidad de la formación

5.Investigar que es la caracterización geológica de un yacimiento e interpretar el siguiente cuadro referido al gasto vs presión

Tipos de Pruebas de Variación de Presión Existen varios tipos de pruebas, tales como; decremento, incremento, gasto variable, inyección, abatimiento, presión constante, potencial, interferencia vertical, prueba de formación, multiprueba de formación, prueba de escalera, pulsos. se muestra el comportamiento del gasto y la presión con respecto al tiempo, para cada una de las pruebas mencionadas anteriormente. PRUEBA DE DECREMENTO La etapa ideal para efectuar una prueba de decremento de presión es al principio de la explotación, ya que es útil para determinar la permeabilidad (k), el factor de daño (S) y el volumen drenado. La principal ventaja en este tipo de prueba es que es económica (no hay cierre) y la mayor desventaja es la dificultad de tener un gasto constante. Una curva de decremento es simplemente una serie de mediciones de presión de fondo fluyendo hechas durante un período de flujo a ritmo de producción constante. PRUEBA DE INCREMENTO Una prueba de incremento de presión se realiza con el fin de conocer las propiedades del yacimiento, durante esta prueba se tiene que cerrar el pozo y mantener el gasto constante antes del cierre, por lo que se observara un incremento en la presión. PRUEBA DE GASTO VARIABLE

El comportamiento de una prueba de gasto variable, la cual se puede realizar disminuyendo o aumentando el gasto según sea el caso: cuando el gasto disminuye la presión aumentará y si el gasto aumenta la presión tiende a disminuir. PRUEBA DE INYECCIÓN Cuando se inyecta algún fluido al yacimiento, la presión de este tiende a aumentar considerablemente debido a la inyección y cuando dicho pozo de inyección se cierra, la presión disminuye. PRUEBA PRESIÓN CONSTANTE Cuando una prueba se elabora a presión constante, el gasto disminuye, debido a que el yacimiento va perdiendo energía. PRUEBA DE FORMACIÓN muestra una prueba de formación, la cual se realiza con el fin de saber cuánto gasto es capaz de aportar la formación. PRUEBAS DE INTERFERENCIA Y DE PULSOS Las pruebas de interferencia y de pulsos son pruebas de pozos múltiples (utilizando varios pozos), que consisten en la medición de una respuesta en pozos de observación, proporcionando una señal de entrada en el pozo activo. En este tipo de pruebas las variaciones de presión son medidas por un registrador (sensor) de alta sensibilidad colocado en el fondo de cada pozo de observación; la teoría considera que las ondas de presión viajan a través de todo el yacimiento utilizando solamente a los fluidos saturantes como un medio transmisor Las pruebas en un solo pozo (decremento, incremento, inyección, gasto variable) permiten evaluar las condiciones del yacimiento alrededor del pozo y dan como resultado los patrones de flujo y los valores promedio de las propiedades en las vecindades del pozo, así como las condiciones de la eficiencia de la terminación del pozo (factor de daño). Por otro lado, las pruebas multipozos (interferencia, pulsos) proporcionan información sobre el grado de conectividad entre diversas partes del yacimiento y sobre la capacidad de almacenamiento de la formación.

6.Dentro la aplicación de la caracterización integrada de yacimientos petroleros que será la simulación numérica de yacimientos. Simulación Numérica de los Yacimientos En esta etapa se incorporan todos los modelos generados en las fases anteriores en un modelo numérico de cálculo, que utiliza ecuaciones de transferencia de masa, de temperatura y de movimiento de fluidos en medio porosos, con el fin de: • • •

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Conocer el volumen original de hidrocarburos (aceite y gas). Conocer el movimiento de los fluidos dentro del yacimiento. Determinar el comportamiento de un campo de aceite bajo diferentes mecanismos de desplazamiento, como pueden ser: inyección de agua, inyección de gas, depresionamiento natural o el uso de algún método de recuperación secundaria y/o mejorada. Optimizar los sistemas artificiales de producción y de recolección.

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Determinar los efectos de la ubicación de los pozos y su espaciamiento. Estimar los efectos que tiene el gasto de producción sobre la recuperación. Definir valores de parámetros en el yacimiento, para llevar a cabo estudios económicos. Realizar estudios individuales de pozos. Conocer la cantidad de gas almacenada. Hacer programas de producción basados en los pronósticos dados por el modelo de simulación. Calcular las reservas y factores de recuperación de hidrocarburos.

El simulador numérico del yacimiento puede evaluar los diferentes escenarios y así, proporcionar una herramienta poderosa para optimizar la operación de un yacimiento. Los simuladores de yacimientos juegan un papel importante en la formulación de los planes iniciales de desarrollo, ajuste histórico y optimización de producción futura, planificando, y diseñando los proyectos de recuperación de hidrocarburos.[ CITATION Fer17 \l 16394 ]

Referencias Ivan, F. S. (11 de abril de 2017). https://es.slideshare.net/NayeliVelazquezOrtiz/tesiscaracterizacion-integrada-de-yacimientos. Obtenido de https://es.slideshare.net/NayeliVelazquezOrtiz/tesis-caracterizacion-integrada-deyacimientos petroleoamericano. (3 de noviembre de 2011). http://www.petroleoamerica.com/2011/03/caracterizacion-de-yacimientos.html. Obtenido de http://www.petroleoamerica.com/2011/03/caracterizacion-deyacimientos.html wikipedia. (s.f.). https://hidrocarburos.com.co/index.php/producto/caracterizacion-estatica-ydinamica-de-yacimientos/. Obtenido de https://hidrocarburos.com.co/index.php/producto/caracterizacion-estatica-ydinamica-de-yacimientos/