• Author / Uploaded
• Isamar Salas Miranda

• Categories
• Depósito de petróleo
• Roca (geología)
• Gas natural licuado
• Petróleo
• Gas de petróleo licuado

Citation preview

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

2. A condiciones de superficie que diferencia existe entre un reservorio de gas en solución con un reservorio de condensación de gas, explique. Un reservorio de gas en solución es cuando el gas se disuelve en un líquido como agua o petróleo. Gas condensado formados por altas presiones y altas temperaturas, por lo tanto, son encontradas a altas profundidades que los reservorios de gas o petróleo.

3. Si en un yacimiento cuenta con casquete de gas y gas en solución de petróleo a una presión de aproximadamente 5320 psi. Se clasificara como un petróleo saturado o como un petróleo bajo saturado, explique. Se clasifica como petróleo saturado de acuerdo a las condiciones de la correlación de Chew Connally que indica un rango de presión de 132 – 5645. A menudo, el petróleo está saturado con gas cuando se lo descubre, lo que significa que el petróleo está reteniendo todo el gas que pueda a la temperatura y presión del yacimiento y que está en su punto de burbujeo, ocasionalmente el petróleo estará sub saturado.

4. Explique, que efectos causan la condensación retrógrada cuando se origina en las proximidades de la boca de pozo. Cuando la presión del yacimiento desciende por debajo del punto de roció durante la producción, se denomina retrograda porque una parte del gas se condensa en un líquido en condiciones isotérmicas, en lugar de expandirse o evaporarse cuando baje la presión.

5. Que es la permeabilidad de la absoluta, efectiva y relativa, explique.  La permeabilidad absoluta se define como la capacidad que tiene una roca de permitir el flujo de fluidos a través de sus poros interconectados, cuando el medio poroso se encuentra completamente saturado por un fluido

 La permeabilidad efectiva es la capacidad de flujo preferencial o de transmisión de un fluido particular cuando existen otros fluidos inmiscibles presentes en el yacimiento (por ejemplo, la permeabilidad efectiva del gas en un yacimiento de gas-agua)  La permeabilidad relativa es la relación entre la permeabilidad efectiva de un fluido en particular, con una saturación dada, y la permeabilidad absoluta de ese fluido en condiciones de saturación total. Si en una roca existe un solo fluido presente, su permeabilidad relativa es de 1,0.

6. Explique el índice de desplazamiento hidrostático dentro del balance de materia. La ecuación de balance de materia puede ser escrita para determinar los diferentes mecanismos de empuje con el fin de encontrar las magnitudes relativas a las diferentes formas de energía de un yacimiento que produce bajo una combinación de mecanismos de empuje.

7. Si en pozos perforados a mayor profundidad la tendencia que existe es encontrar yacimiento de gas o de condensado de gas, porque en algunos casos estas mismas profundidad o a mayores se presenta yacimiento petrolíferos, explique. Para poder aprovechar la energía del petróleo y del gas es necesario extraerlos de los yacimientos o reservorios, que se encuentran a grandes profundidades. Una vez extraídos, debemos tratarlos hasta obtener productos finales.

8. Dentro del diagrama de fases indique la zona donde se calcula la recuperación de gas húmedo, recuperación de gas seco, y recuperación de líquido. En la Fig. 1.18 Se observa el diagrama de fase de un yacimiento de gas húmedo que por consecuencia no se condensa ya que el abatimiento de la presión, en el punto 1 y dos de la Fig.1.18 al fluir la mezcla en trayectoria de producción a las condiciones de presión y temperatura del separador en superficie entra en la región de dos fases, lo que origina que algo de líquido (condensado) se forme en la superficie.

CARRERA: ING. DE PETROLEO Y GAS NATURAL

Página 1

En la Fig.1.19 se muestra la representación esquemática de un diagrama de fases de un yacimiento de gas seco, ya que se presenta cuando la temperatura del yacimiento es mucho mayor a la cricondenterma (Tct), (el cricondenterma es definido como la máxima temperatura encima de la cual el líquido no puede ser formado sea cual sea la presión) de mezcla de hidrocarburos, determinada por el punto q y ni a las condiciones de superficie se entra a la región de dos fases durante el agotamiento de presión en el yacimiento por lo que la mezcla de hidrocarburos se encuentra siempre en fase gaseosa, la envolvente en fase es relativamente estrecha.

9. Considerando que un yacimiento de condensación retrógrada de gas se encuentra levemente por encima de la presión de saturación como debería presentarse las características petrofísicas del yacimiento para obtener mayor recuperación de líquido. Explique. La condensación retrograda es causada por las fuerzas que actúan sobre las moléculas de diferentes tamaños y dependen del balance de esa fuerzas. Cuando la presión disminuye por debajo de la presión de roció, las fuerzas de atracción entre las moléculas livianas y pesadas disminuyen. Debido a que las moléculas livianas se apartan mucho de las moléculas `pesadas. Cuando ocurre la atracción entre las moléculas de los componentes pesados se hace más efectiva produciendo su condensación. Mayor reducción de presión permite a las moléculas de componentes pesados su normal vaporización hasta alcanzar nuevamente el punto de roció (completa vaporización del condensado retrogrado) a presiones de vacío.

10. Si se tiene gas libre inicial en el reservorio y después de un tiempo de producción como determina la recuperación fraccional.

CARRERA: ING. DE PETROLEO Y GAS NATURAL

Página 2

11. Dentro del diagrama de fases en qué tipo de yacimiento se produce la vaporización y evaporización. Para yacimientos donde la temperatura mayor a la temperatura crítica, el fluido se encuentra en fase gaseosa, A medida que la presión disminuye la composición del fluido permanecerá constante. Hasta alcanzar la presión del punto de roció por debajo de esta presión se condensa el líquido del fluido del yacimiento en forma de roció, a ese yacimiento se le denomina yacimiento de punto de roció.

12. Dentro de la zona bifásica del diagrama de fase explique cómo varía el factor de desviación de gas. El factor de desviación cuando está en la zona bifásica esta muestra diferencias notables de comportamiento, debido al distinto comportamiento volumétrico de las fases en juego y ala diferente cantidad de moles iniciales, es decir se muestra las condiciones de reservorio, esta muestra representa la situación de coexistencia de dos fases es decir bifásica.

13. Para tener buenos datos de los parámetros del fluido tales así como relación gas – petróleo, factor volumétrico, gravedad del petróleo, y gas, razones de gas disuelto, etc. en qué condiciones se deben de tomar las muestras. Explique Se debe tener en condiciones dejando yacimientos ya que en la superficie existen sustancias y variables que alteran las propiedades del fluido, también se debe hacer un análisis en condiciones estándar para ver las diferencias que pueden existir en el fluido.

14. Entre la energía de casquete de gas y separación gravitacional, cuál de los dos es el que tiene mayor efectividad de desplazamiento de fluidos y en qué condiciones El empuje o desplazamiento por casquete de gas sucede en yacimientos de petróleo con poco o nulo empuje de agua, es decir, por lo general poseen un acuífero muy limitado, esto quiere decir que no es muy efectivo el desplazamiento por casquete de gas. En el empuje por separación gravitacional es la tendencia de aceite, gas y agua a distribuirse en el yacimiento de acuerdo a sus densidades. En un yacimiento bajo condiciones favorables de segregación, gran parte del gas liberado fluirá a la parte superior del yacimiento, en vez de ser arrastrado hacia los pozos por la fuerza de presión, contribuyeron así a la formación o agrandamiento del casquete de gas y aumentando la eficiencia total del desplazamiento.

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

16. De acuerdo a la ecuación de balance de materia que parámetros es independiente de la presión. Explique 17. Explique el efecto que induce la expansión de gas dentro de la ecuación de balance de materiales. Por debajo de la Presión de Burbujeo (Pyac, (Sin capa de Gas) Al estar por debajo de Pb tenemos gas y el mecanismo que comienza a producir hidrocarburos es la Expansión por Gas en Solución. Ya que el gas es mucho más compresible. CARRERA: ING. DE PETROLEO Y GAS NATURAL

Página 3

Consideramos Wp=0. Rp ≠ Rs y Rsi ≠ Rs.-a esta condición de presión. Como para este caso estamos considerando que solo se produce Expansión del gas en solución ya que no hay capa de gas entonces (m=0). Continuamos considerando que es un yacimiento volumétrico por lo que (We=0). Por debajo del Pb, el efecto de la compresibilidad es despreciable, mas no es que no existe. Lo que sucede es que para esta condición de presión es la expansión del gas la que ofrece mayor aporte en comparación con este mecanismo. Entonces por ello el término de Expansión del agua connata y reducción del volumen poroso lo consideramos igual a cero. “Por debajo de la Presión de Burbujeo ya no sólo la compresibilidad es la que actúa como mecanismo de producción, ya que ahora la expansión del gas disuelto y la expansión del gas en la capa de gas comienzan a brindar sus propios aportes y en mayor medida que la expansión del agua connata y reducción del volumen poroso. El término de Expansión del agua connata y reducción del volumen poroso para Pyac Quedando para este caso la EBM:

18. Dentro de una zona bifásica del diagrama de fases, explique cómo varia el factor de desviación de gas. El factor de desviación cuando está en la zona bifásica esta muestra diferencias notables de comportamiento, debido al distinto comportamiento volumétrico de las fases en juego y ala diferente cantidad de moles iniciales, es decir se muestra las condiciones de reservorio, esta muestra representa la situación de coexistencia de dos fases es decir bifásica.

19. ¿Qué son reservas de hidrocarburos? Son los volúmenes de petróleo crudo, condensado, gas natural y líquidos del gas natural que se pueden recuperar comercialmente de acumulaciones conocidas, desde una fecha determinada en adelante.

20. ¿Qué son Reservas Probadas, Reservas Probables, Reservas Posibles?  La reserva probada tiene una certeza prácticamente absoluta, casi no hay dudas de que existen. Los expertos dicen que hay un 90% de probabilidad de que realmente están bajo tierra.  Las reservas probables, en cambio, son algo más inciertas, generalmente se asocian a zonas de los campos productores que están alejadas de los pozos que ya existen y de las que se conoce poco, la probabilidad de que la suma de reservas probadas más probables sea del tamaño que se las plantea es del 50% en este caso.  Las reservas posibles son aún más dudosas y fruto de cálculos extremadamente optimistas, a tal punto que su existencia es más cuestionable, la probabilidad de que la suma de reservas probadas más probables más posibles sea del tamaño que se plantea es de sólo el 10%.

21. ¿Qué es Factor de recuperación (Fr)? Es la cantidad recuperable de hidrocarburo existente en el lugar, normalmente expresada como un porcentaje. El factor de recuperación es una función del mecanismo de desplazamiento. Un objetivo importante de la recuperación de petróleo mejorada es incrementar el factor de recuperación.

CARRERA: ING. DE PETROLEO Y GAS NATURAL

Página 4

22. Para que exista un reservorio de gas o de petróleo deben existir las siguientes condiciones y factores: Cuenca, Roca generadora o roca madre, Migración, Sello, Reservorio, Trampa geológica. Defina cada uno de ellos. Cuenca (accidente geográfico), depresión en la superficie de la tierra, valle rodeado de alturas. Cuenca sedimentaria, depresión en ciertas partes de la Tierra en las que se produce acumulación de sedimentos asociada a la subsistencia atmosférica. Cuenca de ante país, cuenca sedimentaria adyacente a un erógeno, con acumulación de sedimentos provenientes del mismo. Cuenca del Pacífico, zona que incluye todos los territorios que tienen costa en el océano Pacífico; Cuenca oceánica, depresión en el fondo marino Roca madre La idea de roca madre hace mención a aquella roca que define la matriz mineral de un suelo. En otras palabras, la roca madre es la clase de roca sobre la cual se sustenta el suelo. A través de la erosión y de un proceso de meteorización, la roca madre permite el desarrollo del sector inorgánico del terreno en cuestión migración. Los hidrocarburos se encuentran acumulados en su mayoría en rocas sedimentarias de grano grueso, a excepción de las lutitas petrolíferas mencionadas en un artículo anterior, y a diferencia de las rocas en la cual tienen su origen. Esto es posible a través de la migración, el proceso complejo involucra un movimiento del petróleo y el gas de su roca madre de grano fino a las rocas reservorios permeables de grano grueso. En primer lugar, debe establecerse una distribución importante entre migración primaria y secundaria. La migración primaria es el movimiento del petróleo y el gas de la roca madre a una capa más permeable, o roca transportadora, generalmente una arenisca o caliza. En la migración secundaria, el petróleo y el gas se mueven a través de las capas transportadoras para acumularse en una trampa. La migración secundaria puede ocurrir sobre grandes distancias. Existe un acuerdo general en el que la migración secundaria ha ocurrido cuando los hidrocarburos son claramente identificables como petróleo crudo y gas. Esto involucra el movimiento de las gotitas de hidrocarburos a través de una red continua de poros rellenos de agua; y los procesos involucrados son bastante bien entendidos. Trampa geológica Una trampa petrolífera o trampa de petróleo es una estructura geológica que hace posible la acumulación y concentración del petróleo, manteniéndolo atrapado y sin posibilidad de escapar de los poros de una roca permeable subterránea. El petróleo así acumulado constituye un yacimiento petrolífero secundario y la roca cuyos poros lo contienen se denomina roca almacén.

23. Defina los tipos de Trampas hidrocarburífera. Las trampas son los lugares del subsuelo donde ocurre la acumulación comercial de hidrocarburos. Existen tres categorías fundamentales de trampas; A. TRAMPAS ESTRUCTURALES Estos son los más comunes y son el resultado de la tectónica y de los factores que originan la acumulación. Existen muchas variedades de trampas estructurales y combinaciones de estas, como ser; anticlinales, fallas. B. TRAMPAS ESTATIGRAFICAS Es el cambio de las propiedades capilares de la roca es tal que el petróleo no puede desplazar el agua contenida en los poros y esto resulta en el entrampamiento del CARRERA: ING. DE PETROLEO Y GAS NATURAL

Página 5

petróleo. Una trampa estratigráfica resulta de la perdida de permeabilidad y porosidad en la misma roca que es el yacimiento. La pérdida de permeabilidad generalmente está asociada con cambio en el tipo de roca. C. TRAMPAS MIXTAS Muchos yacimientos de petróleo y gas se consideran constituidos por combinación de trampas. Esto significa que tanto el aspecto estructural como los cambios estratigráficos en el estrato que forma el yacimiento influenciaron el entrampamiento de los hidrocarburos. Pero siempre requiere una estructura para que exista una acumulación petrolífera, ya que el contenido original del yacimiento se acumula porque el petróleo emigra o flota buzamiento arriba.

24. Indique los tipo de roca reservorios



― ― ―

El reservorio o recipiente de petróleo es aquella porción de roca que contiene el yacimiento. Se puede decir que la localización de cada yacimiento petrolífero y gasífero es el resultado de un complejo de condiciones geológicas interrelacionadas. Casi todos los reservorios se encuentran en rocas sedimentarias no metamórficas y la mayor parte de ellos en areniscas, calizas y dolomitas. Areniscas Las areniscas usualmente tienen porosidad primaria, la cual es el espacio vacío entre granos que con la diagénesis es disminuida. La arenisca es una roca sedimentaria de tipo detrítico que contiene clastos de tamaño arena. Después de la lutitas, es la roca más abundante ya que constituye el 20% del conjunto de rocas sedimentarias del planeta Tierra. Este tipo de roca tiene un granulado muy variable y se divide en: Areniscas de grano Grueso: 2m Arenisca de grano Medio: 0,63Cm Arenisca de grano Fino: 0,2mm La composición química de esta roca es la misma que la de la arena; así, la roca está compuesta esencialmente de cuarzo y se podrían encontrar pequeñas cantidades de feldespato y otros minerales. El material cementado que mantiene unido a los granos de la arenisca suele estar compuesto de sílice, carbonato de calcio u óxido de hierro. Su color viene determinado por dicho material cementado; los óxidos de hierro generan: areniscas rojas o rojizas (como la muestras presentada) mientras que los otros producen areniscas blancas, amarillentas y grisáceas.

 Calizas Roca sedimentaria formada principalmente por CARRERA: ING. DE PETROLEO Y GAS NATURAL

Página 6

carbonato de calcio y que se caracteriza por presentar efervescencia por acción de los ácidos diluidos en frío. Composición Puesto que la piedra caliza es una roca sedimentaria, los diferentes tipos están compuestos por minerales diferentes. Todas las piedras calizas están básicamente compuestas por carbonato de calcio, que es uno de los minerales más abundantes en el planeta. Este mineral compone más del 50 por ciento de todas las piedras calizas en forma de calcita. Algunas piedras son casi pura calcita, mientras que la mayoría contiene arena y otras substancias como el cuarzo, la pirita y minerales arcillosos. La piedra caliza es el resultado del peso de las capas de la calcita y de diferentes minerales combinados con la reacción química creada por el calor y la presión.

25. ¿Por qué los petróleos parafínicos son más livianos que los de base nafténico? El petróleo parafínicos cuyo componente principal es el compuesto químico llamado parafina son muy fluidos y de color claro a diferencia del base nafténico sus principales componentes son los hidrocarburos aromáticos, el petróleo parafínicos al tener mayor gravedad API el petróleo será mas liviano.

26. ¿Cuántas y cuáles son las propiedades que se hallan presentes en las AGUAS DE FORMACIÓN de los yacimientos de petróleo? La mayoría de los datos de análisis químicos de aguas, preparados por laboratorios comerciales de aguas, se presentan en forma gráfica, sin embargo existen varios métodos analíticos para determinar propiedades químicas de las aguas de formación. ― Densidad o Gravedad Específica Existen correlaciones que proporcionan la densidad del agua de formación, a las condiciones estándar, como una función de los sólidos totales disueltos. La densidad a condiciones de yacimiento puede aproximarse dividiendo la densidad del agua a condiciones estándar entre el factor de volumen del agua de formación. ― Factor de Volumen del Agua de Formación. Sirve para determinar el factor de volumen del agua de formación, al declinar la presión a la temperatura del yacimiento.

27. Se sabe que los petróleos son mezclas complejas de muchos hidrocarburos y que su composición es bien variable, qué FACTORES intervienen en esta variación de composición. En el cambio de composición intervienen compuestos orgánicos como el azufre, oxigeno, Nitrogeno, alcoholes mezclados también con agua salada. También intervienen los factores de la alta temperatura, la gran presión de las capas de la tierra y algunos restos de plantas y animales.

28. Cómo se llama el tipo de la migración que permite moverse al petróleo hasta trampas más elevadas ― El petróleo se mueve debido a la migración secundaria. ― Una vez expulsados los fluidos de la roca generadora se mueven más libremente por flotación (empuje). Es la primera causa de movimiento del aceite. ― Se requieren dos condiciones para que exista la flotabilidad:  Líquidos inmiscibles.  Fluidos de diferentes densidades

29. ¿Cuál es la diferencia de causas del movimiento entre la migración primaria y la migración secundaria? CARRERA: ING. DE PETROLEO Y GAS NATURAL

Página 7

Para los hidrocarburos, moverse desde la fuente hacia las rocas yacimiento, el movimiento ulterior de los hidrocarburos hacia la roca yacimiento es una trampa de hidrocarburos u otra zona de acumulación es la migración secundaria.

30. ¿Qué es agua congénita y cuál sería su origen? Para el agua congénita es un tipo de agua salada producida en los interiores de las rocas. Generalmente, aparece como un subproducto de la explotación de hidrocarburos y posee minerales que pueden ser nocivos para el medio ambiente, principalmente, para la contaminación de otros acuíferos comunes. El agua congénita es el agua almacenada dentro de los yacimientos de hidrocarburos, esta agua puede haberse producido de dos formas: ― Por aguas meteóricas (lluvias, hielo, etc...) que a través de los poros de las rocas llegan a un punto donde queda atrapada y se queda almacenada. ― Por aguas fósil, es decir tiene miles o millones de años atrapada y se debe principalmente a la evaporación de grandes masas de agua (ríos, lagos, mares, etc…) esta agua contiene altas concentraciones de solidos (principalmente sales), también un alto contenido de iones, esta agua es también conocida como agua intersticial, agua de formación y agua de yacimiento.

31. Hasta qué momento migra el petróleo en una roca reservorio En el momento en que llega a la base de la trampa o roca impermeable.

32. ¿Cómo actúan las fuerzas hidráulicas en la migración primaria y en qué dirección se mueven? El agua en movimiento es capaz de arrastrar consigo el petróleo. Durante la compactación de los sedimentos de la roca madre, tiene lugar la expulsión de agua. Se considera que las fuerzas hidráulicas son la causa de mover el petróleo desde la roca madre hasta la roca deposito, e incluso de moverlo a través de la roca almacén. Posteriormente a este movimiento, la estratificación por densidades del agua y los hidrocarburos se efectúa una vez que se ha alcanzado la trampa.

33. ¿Qué son ambientes sedimentarios y cuáles son los elementos básicos necesarios para el estudio de cualquier ambiente? Un ambiente sedimentario es una parte de la superficie terrestre que se diferencia física, química y bilógicamente de las zonas adyacentes. Pueden producirse erosión, no depósito o sedimentación, normalmente alternando en diferentes etapas. Para identificar los distintos ambientes se necesita tener en cuenta: ― La presencia de minerales. ― La manera en la que se forma la roca de dicho ambiente. ― Los agentes de transporte ya sea agua, viento, lluvia, o glaciares. ― Profundidad de la corteza terrestre.

34. Como se da el origen y formación de los hidrocarburos Los hidrocarburos se forman por la transformación térmica de la materia orgánica que contienen algunas rocas (roca madre). Esta materia orgánica comienza a transformarse (generación) en petróleo o gas al estar sometida a altas temperaturas y presiones. Después de ser expulsados de la roca madre, el petróleo y gas deben fluir (migración) hacia una roca porosa y permeable (roca almacén) con una configuración geométrica (trampa) que permite su acumulación, y que a su vez está recubierta por una roca impermeable (roca sello) que impida su escape hacia la superficie. CARRERA: ING. DE PETROLEO Y GAS NATURAL

Página 8

35. Defina los mecanismos de producción primaria Empuje por gas en solución empuje por capa de gas empuje por agua Empuje por segregación gravitacional expansión roca fluido Mecanismo de Empuje por gas en solución: ― El empuje por gas en solución es también llamado empuje por gas disuelto; es comúnmente comparado con el efecto de los gases en las bebidas gaseosas al abrir el envase. En este caso la energía para transportar y producir los fluidos de un yacimiento se deriva del gas disuelto en el petróleo. ― Es el principal mecanismo de empuje para aproximadamente un tercio de los reservorios de

petróleo del mundo.

― No existe producción de agua ya que la saturación de agua está cerca del valor irreducible. ― La presión inicial del yacimiento está sobre o igual a la presión de burbujeo y declina rápida y continuamente. ― La recuperación de petróleo para este mecanismo usualmente está en el rango de 5 al 20% del POES. Mecanismo de Empuje por gas en solución:  MECANISMO DE EMPUJE DE AGUA: ― Este mecanismo de empuje se produce por la apreciable expansión de agua del acuífero que debe formar parte del sistema. A medida que se reduce la presión, el agua se expande, e invade yacimiento, reemplazando parcialmente los fluidos extraídos del mismo. ― En este tipo de yacimientos no existe capa de gas y la producción de agua inicia muy temprano e incrementa en cantidades apreciables. ― La presión del yacimiento permanece alta por influencia del acuífero. ― La recuperación de petróleo para este mecanismo usualmente está en el rango de 30 al 60% del POES.  MECANISMO POR CAPA DE GAS Este mecanismo de empuje se produce porque a medida que se reduce la presión, la capa de gas se expande causando un desplazamiento inmiscible del petróleo. ― La presión inicial del yacimiento es igual a la presión de burbujeo. ― La recuperación de petróleo para este mecanismo usualmente está en el rango de 20 al 40% del POES.  MECANISMO POR SEGREGACIÓN GRAVITACIONAL: ― Este mecanismo de empuje se produce cuando existe suficiente permeabilidad vertical para permitir que las fuerzas gravitacionales sean mayores que las fuerzas viscosas dentro del reservorio. ― Generalmente no poseen capa de gas, pero la recuperación será mayor si existe alguna. ― La presión tiende a mantenerse. ― La recuperación de petróleo para este mecanismo usualmente está en el rango de 25 al 80% del POES. ― Es el mecanismo de empuje primario más eficiente.

36. Defina porosidad absoluta, efectiva, aislada, primaria y secundaria. ― La porosidad absoluta: Es aquella porosidad que considera el volumen poroso de la roca esté o no interconectado. Esta propiedad es la que normalmente miden los CARRERA: ING. DE PETROLEO Y GAS NATURAL

Página 9

porosímetro comerciales. Una roca puede tener una porosidad absoluta considerable y no tener conductividad de fluidos debido a la carencia de interconexión poral. La lava es un ejemplo típico de esto. ― La porosidad efectiva: En la definición original de los analistas de núcleos, el volumen de poros conectados en una unidad de volumen de roca. La porosidad efectiva en este sentido es la porosidad total menos la porosidad aislada. Es la porosidad medida con la mayoría de las técnicas de análisis de núcleos que no implican la desagregación de la muestra. ― La porosidad aislada: Es el volumen poral no conectado con la red de poros. La porosidad aislada puede ser significativa en las rocas volcánicas y en algunos carbonatos, por ejemplo como porosidad vacuolar, módica e intrapartícula. ― Porosidad primaria: Es aquella que tiene su origen durante el proceso de deposición de material que da origen a la roca, las rocas con porosidad primaria presentan características más uniformes que aquellas rocas cuya porosidad es secundaria. ― Porosidad secundaria: Se origina por diversos procesos artificiales o naturales luego del momento en el cual los sedimentos que dieron origen a la roca fueron depositados, los cuales pueden modificar la porosidad primaría e incluso crear u originar nuevos poros.

37. Defina compresibilidad de la roca La comprensibilidad de la roca al igual que la de los fluidos es un mecanismo de expulsión de hidrocarburos. Al comenzar la explotación de un yacimiento y caer la presión se expande la roca y los fluidos. La expansión de la roca causa una disminución del espacio poroso interconectado. La expansión de los fluidos tiende a contrarrestar el yacimiento ocurrido por la producción de fluidos que a su vez causo la caída de presión. Ambos efectos van en la misma dirección, la cual expulsa fluidos del espacio poroso interconectado. Este mecanismo de expulsión es especialmente importante en la producción de yacimientos subsaturados sin empuje de agua hasta que la presión baja hasta la presión de saturación.

38. ¿Qué es Reservorio naturalmente fracturado? Un reservorio naturalmente fracturado es uno que contiene fracturas creadas por la madre naturaleza, o sea que son el resultado de esfuerzos que existían en el momento en que la roca se fracturó. Estas fracturas pueden tener efectos positivos, negativos o neutrales en el flujo de fluidos dentro del reservorio. Las fracturas, por ejemplo, pueden tener un efecto positivo al maximizar el flujo de petróleo, pero también un efecto negativo al acelerar la zonificación de gas o agua. Las fracturas naturales pueden ser el resultado de:  Deformación estructural asociada con fallamientos y plegamientos.  Erosión de la carga litostática que permite expansión, levantamiento y fracturamiento de las capas.  Reducción en el volumen de la roca. Paleo y colapso por solución.  Liberación de presiones anormales de fluidos en el yacimiento cuando se aproximan a la presión de la carga litostática.

CARRERA: ING. DE PETROLEO Y GAS NATURAL

Página 10

Impacto de meteoritos que pueden causar sistemas fracturados muy complejos y extensos.

39. Explique que es la intrusión de agua La mayoría de los yacimientos se encuentran limitados de manera parcial o total por rocas saturadas con agua que se denominan acuíferos, éstos pueden ser muy grandes, caso en el cual se consideran de extensión infinita o también pueden ser tan pequeños que su efecto sobre el comportamiento del yacimiento se puede considerar insignificante. El acuífero puede estar limitado totalmente por una roca impermeable y forma junto con el yacimiento una unidad volumétrica o cerrada, por otro lado, también pueden existir acuíferos prácticamente horizontales con el yacimiento adyacente o también puede hallarse por encima del yacimiento. Al producir el yacimiento puede existir una caída de presión que hace que el acuífero reaccione retardando la declinación de dicha presión por medio de una invasión o intrusión de agua. Dicha intrusión puede ocurrir debido a la expansión de agua, expansiones de otras acumulaciones de hidrocarburos conocidas, la compresibilidad de la roca del acuífero y el flujo artesiano donde el acuífero se puede elevar por encima del yacimiento.

40. Defina la clasificación de los acuíferos según su régimen de flujo, geometría de flujo y su extensión Regímenes de flujo. Hay básicamente tres regímenes de flujo que influencian la tasa del influjo de agua en el yacimiento. Estos regímenes de flujo son: ― Estado estable. El régimen de flujo es definido como un estado estable si la presión en cualquier lugar del yacimiento permanece constante (no cambia con el tiempo).Estado Semiestable. Cuando la presión en el yacimiento está declinando linealmente como una función del tiempo. Estado inestable: Es definido como la condición de flujo del fluido en la cual la

CARRERA: ING. DE PETROLEO Y GAS NATURAL

Página 11

tasa de cambio de la presión con respecto al tiempo en cualquier posición del yacimiento no es cero ni constante.

Geometrías de flujo. El sistema yacimiento acuífero puede ser clasificado en las geometrías básicas de flujo como: ― En

el flujo borde-agua: como se puede observar en la figura 1, el agua se mueve en los flancos del yacimiento como un resultado de la presión de hidrocarburo y la caída de la presión en el límite yacimiento-acuífero. El flujo es esencialmente radial con insignificante flujo en la dirección vertical.

― Flujo inferior - agua (Bottom - water drive): Ocurre en yacimientos con gran extensión areal y apacible inclinación, donde el contacto yacimiento-agua completamente enmarca al yacimiento. El flujo es esencialmente radial y, en comparación con el tipo de flujo anterior, este posee un flujo vertical bastante significativo. ― Flujo lineal - agua (Linear-wáter drive): En este caso el influjo proviene desde uno de los flancos del yacimiento. El flujo es estrictamente lineal con un corte seccional areal constante.

41. Indique las características de los diferentes métodos que existen para la determinación de agua (intrusión de agua We) Los modelos e instrucción de agua se han desarrollados para estimar el influjo de agua que se basan en suposiciones que describen las características del acuífero. Debido a las incertidumbres en las características del acuífero, todos los modelos requieren datos de la evolución histórica del yacimiento para evaluar los parámetros de propiedades del acuífero. La ecuación del balance de materiales puede ser usada para determinar el influjo de agua de esta manera definimos lo modelos usados como: ― Acuífero de potencia: Puede ser utilizado para estimar la afluencia de agua en un gas o reserva de petróleo se basa en la compresión. Una caída de presión debido a la producción de fluidos, la causa un acuífero de agua. Este modelo se aplica a acuíferos CARRERA: ING. DE PETROLEO Y GAS NATURAL

Página 12

―

―

―

―

―

pequeños cuyas dimensiones son del mismo orden que la magnitud del embalse, se considera que como el acuífero es relativamente pequeño la caída de presión es transmitida instantáneamente. Estado continúo de schilthuis: Este método propone que para un acuífero que está fluyendo en el marco de régimen de caudal el flujo puede ser descrito por la ecuación de DARCY. El método de schilthuis es que el agua se drena del acuífero, el radio de drenaje aumenta a medida que aumenta el tiempo. El método de hurts propone que el aparente radio del acuífero aumentaría con el paso del tiempo y por lo tanto las dimensiones del radio ra/re puede ser sustituido por una función dependiente del tiempo. Estado no continuo de Van Everdingen-hurst: Este método resuelve la ecuación para el reservorio acuífero-sistema por la aplicación de la ecuación de Laplace y sus soluciones pueden usarse para determinar la afluencia del agua en los siguientes sistemas:  Empuje por agua de borde.  Empuje por agua profunda. Entre los parámetros asumidos de Van Everdingen-hurst se consideran: Espesor uniforme, permeabilidad constante, porosidad uniforme, compresibilidad de la roca constante, compresibilidad del agua constante. Estado no continuo de Crater-Tracy: Este método propone que no se requiere de una superposición y muestra directamente el influjo de agua. La técnica de Crater-Tracy asume como constante la tasa de influjo de agua en cada intervalo de tiempo, con esta técnica el influjo de agua puede ser acumulada en cualquier tiempo y este puede ser directamente obtenido del valor anterior. Método de Fetkovich: Este método describe la aproximación y el comportamiento de influjo de agua de un acuífero limitado para geometría radial y lineal. Se basa en la premisa del concepto de índice de productividad que adecuadamente describirá el influjo de agua dentro de un yacimiento. La tasa de influjo de agua es directamente proporcional a la caída de presión entre la presión promedio del acuífero y la presión en la frontera del acuífero-yacimiento. Los cambios de presiones en los frentes de agua son graduales y este método proporciona una aproximación muy buena.

42. DEFINA o Petróleo. Sustancia compuesta por una mezcla de hidrocarburos, de color oscuro y olor fuerte, de color negro y más ligero que el agua, que se encuentra en estado natural en yacimientos subterráneos de los estratos superiores de la corteza terrestre; su destilación fraccionada da productos de gran importancia industrial como la gasolina, el queroseno, el alquitrán, los disolventes, etc.

o Condensado. Una fase de hidrocarburo líquido de alta gravedad API y baja densidad, que existe Por lo general en asociación con el gas natural. Su presencia como una fase líquida depende de las condiciones de temperatura y presión existentes en el yacimiento, que permiten la condensación del líquido a partir del vapor. La producción de los yacimientos de condensado puede verse complicada debido a la sensibilidad de CARRERA: ING. DE PETROLEO Y GAS NATURAL

Página 13

algunos condensados en términos de presión: durante la fase de producción, existe el riesgo de que el condensado pase de líquido a gas si la presión del yacimiento se reduce por debajo del punto de burbuja durante esa etapa.

o Líquido de Gas Natural (LGN) Los Líquidos del Gas Natural (LGN) o Condensados como también se les conoce son los componentes más pesados que el metano y que se encuentran junto al gas natural y son extraídos por los operadores de yacimientos de gas natural. Los LGN parecen coexistir en una zona gris entre el petróleo crudo y el gas natural seco (metano). Los LGN comparten propiedades parciales con el petróleo y el gas natural y tienen un mercado similar y a la vez diferente del petróleo y gas natural. Los Líquidos de Gas Natural (LGN) tienen un nombre ambiguo. El etano, propano, normal butano, isobutano y la llamada gasolina natural se encuentran formando parte del gas natural en diversos yacimientos alrededor del mundo; sin embargo son moléculas de carbono suspendidas dentro del gas. También se les denomina Condensados, pentano más y otros varios nombres. Los LNG pueden ser definidos como productos intermedios, productos finales y/o cargas petroquímicas.

o Gas Licuado de Petróleo (GLP) El gas licuado del petróleo (GLP) es la mezcla de gases licuados presentes en el gas natural o disueltos en el petróleo. Lleva consigo procesos físicos y químicos por ejemplo el uso de metano. Los componentes del GLP, aunque a temperatura y presión ambientales son gases, son fáciles de licuar, de ahí su nombre. En la práctica, se puede decir que el GLP es una mezcla de propano y butano.

o Gasolina Natural La gasolina natural o gasolina liviana se obtiene separando del gas natural los componentes delgas seco (metano - etano), GLP (propano - butano) y los condensados pesados. Varía su composición de acuerdo a la del gas original y la presión empleada en el proceso de separación. Su reducido intervalo de ebullición (C5-C10) y su tendencia a vaporizarse fácilmente la hacen un excelente combustible de motor para climas fríos

o Gas Natural Licuado (GNL). Es gas natural que ha sido procesado para ser transportado en forma líquida. Es la mejor alternativa para monetizar reservas remotas y aisladas, donde no es económico llevar el gas al mercado directamente ya sea por gasoducto o por generación de electricidad. El gas natural es transportado en estado líquido (a presión atmosférica y a -162 °C). De esta forma se hace rentable su transporte ya que en dichas condiciones el volumen ocupado es 1/600 el que ocupará en el momento de su consumo. Se transporta en unos buques especiales llamados metaneros. El GNL es inodoro, incoloro, no tóxico, su densidad (con respecto al agua) es 0,45 y sólo se quema si entra en contacto con aire a concentraciones de 5 a 15%

o Gas Natural El gas natural es una mezcla de hidrocarburos livianos en estado gaseoso, que en su mayor parte está compuesta por metano y etano, y en menor proporción por propano, CARRERA: ING. DE PETROLEO Y GAS NATURAL

Página 14

butanos, pentanos e hidrocarburos más pesados. Si el contenido de hidrocarburos de orden superior al metano es alto se le denomina gas rico, de lo contrario se conoce como gas seco. Las principales impurezas que puede contener la mezcla son vapor de agua, gas carbónico, nitrógeno, sulfuro de hidrógeno y helio, entre otros.

o Gas Asociado Gas que se presenta en los yacimientos junto al petróleo. Puede estar en el yacimiento como una capa libre, también mezclado con el petróleo y presentarse como condensado formando una sola faz líquida con él en determinadas condiciones de temperatura y presión.

o Gas Libre Asociado La fase gaseosa presente en un yacimiento u otra área contenida. El gas puede presentarse disuelto en los fluidos del yacimiento o bien como gas libre, que tiende a formar un casquete por debajo del sello superior en la trampa yacimiento. Tanto el gas libre como el gas disuelto desempeñan un rol importante en el mecanismo de empuje del yacimiento.

o Gas en Solución Asociado Es el gas que se encuentra combinado con el petróleo en estado líquido.

o Gas No Asociado Es el producto único o con una proporción baja de hidrocarburos líquidos (propano hasta heptano) que se encuentra en el yacimiento.

o Betún El betún o bitumen es una mezcla de sustancias orgánicas altamente viscosa, negra, de alta densidad completamente soluble en disulfuro de carbono y compuesta principalmente por hidrocarburos aromáticos poli cíclicos. Es un nombre genérico de varias sustancias, compuestas principalmente de carbono e hidrógeno, que se encuentran en la naturaleza y arden con llama, humo espeso y olor peculiar. La mayoría de los betunes contienen azufre y varios metales Pesados como: níquel, vanadio, plomo, cromo, mercurio y también arsénico, selenio y otros elementos tóxicos.

o Campo. Un campo petrolero es una zona con abundancia de pozos de los que se extrae hidrocarburos del subsuelo. Debido a que las formaciones subterráneas que contienen petróleo (yacimientos petrolíferos) pueden extenderse sobre grandes zonas, a veces de varios cientos de kilómetros cuadrados, una explotación completa conlleva varios pozos o plataformas diseminados por toda un área. Además, puede haber pozos exploratorios que investigan los límites, tuberías para transportar el petróleo a cualquier lugar y locales de apoyo.

o Yacimiento (o reservorio) Un yacimiento, depósito o reservorio petrolífero, es una acumulación natural de hidrocarburos en el subsuelo, contenidos en rocas porosas o fracturadas (roca almacén). Los hidrocarburos naturales, como el petróleo crudo y el gas natural, son retenidos por formaciones de rocas Suprayacentes con baja permeabilidad.

o Recuperación Primaria CARRERA: ING. DE PETROLEO Y GAS NATURAL

Página 15

Primera etapa de la producción de hidrocarburos, en la cual la energía del yacimiento natural, tales como la de drenaje por gas, el drenaje por agua o el drenaje gravitacional, desplaza los hidrocarburos del yacimiento hacia el pozo y hacia la superficie. Inicialmente, la presión del yacimiento es considerablemente más elevada que la presión del fondo del pozo dentro de él. Esta elevada presión diferencial natural empuja los hidrocarburos hacia el pozo y hacia la superficie. No obstante, a medida que la presión del yacimiento disminuye debido a la producción, de la misma forma lo hace la presión diferencial. Para reducir la presión del fondo del pozo o incrementar la presión diferencial para aumentar la producción de hidrocarburos, es necesario implementar un sistema de levantamiento artificial, tales como una bomba de varilla, una bomba eléctrica sumergible o una instalación de levantamiento artificial por gas. La producción utilizando el levantamiento artificial se considera como recuperación primaria. La etapa de recuperación primaria alcanza su límite cuando la presión del yacimiento es tan baja que los índices de producción no son económicos, o cuando las proporciones de gas o agua en la corriente de producción son demasiado elevadas. Durante la recuperación primaria, se produce sólo un pequeño porcentaje de los hidrocarburos inicialmente en el lugar, típicamente alrededor del 10% para los yacimientos de petróleo.

o Recuperación Secundaria Segunda etapa de producción de hidrocarburos durante la cual un fluido externo, como agua o gas, se inyecta en el yacimiento a través de pozos de inyección ubicados en la roca que tengan comunicación de fluidos con los pozos productores. El propósito de la recuperación secundaria es mantener la presión del yacimiento y desplazar los hidrocarburos hacia el pozo. Las técnicas de recuperación secundaria más comunes son la inyección de gas y la inundación con agua. Normalmente, el gas se inyecta en el casquete de gas y el agua se inyecta en la zona de producción para barrer el petróleo del yacimiento. Durante la etapa de recuperación primaria, puede comenzar un programa de mantenimiento de la presión, pero es una forma de recuperación mejorada. La etapa de recuperación secundaria alcanza su límite cuando el fluido inyectado (agua o gas) se produce en cantidades considerables de los pozos productores y la producción deja de ser económica. El uso sucesivo de la recuperación primaria y la recuperación secundaria en un yacimiento de petróleo produce alrededor del 15% al 40% del petróleo original existente en el lugar.

o Recuperación Mejorada, Especial o Complementaria (“EOR – Enhanced oil recovery”) Existen tecnologías, procesos o mecanismos conocidos como: Recuperación Terciaria o Mejorada de Petróleo (EOR por sus siglas en inglés “Enhanced Oil Recovery”), cuya aplicación puede ayudar a recuperar entre 10 y 20 por ciento del petróleo original en sitio, lo cual podría parecer poco, pero resulta increíble para la industria petrolera de acuerdo con las tasas de recuperación y producción actuales. La recuperación mejorada de petróleo se define como el conjunto de métodos que emplean fuentes externas de energía y/o materiales para recuperar el aceite que no puede ser producido por medios convencionales (recuperación primaria y secundaria).

o Formación

CARRERA: ING. DE PETROLEO Y GAS NATURAL

Página 16

Una formación o formación geológica es una unidad lito estratigráfica formal que define cuerpos de rocas caracterizados por unas propiedades litológicas comunes (composición y estructura) que las diferencian de las adyacentes. Es la principal unidad de división lito estratigráfica. Pueden asociarse en unidades mayores (grupos), subdividirse (miembros) o diferenciarse unidades menores significativas (capas). La disciplina geológica que se ocupa de las unidades lito estratigráficas es la Estratigrafía.

CARRERA: ING. DE PETROLEO Y GAS NATURAL

Página 17