ORIENTADO A:
Este curso está dirigido a Ingenieros de Yacimiento, Producción y Geólogos (con conocimientos matemáticos) involucrados en estudios integrados y actividades de explotación de yacimientos.
DURACIÓN:
40 Horas
OBJETIVO:
Suministrar a los participantes los conocimientos sobre la caracterización de yacimientos relacionados con las características termodinámicas y cambios de fases de los fluidos de yacimientos de gas y petróleo , su comportamiento PVT y ecuaciones de estado ( EDE ) , las propiedades inducidas por la interacción roca–fluidos (humectabilidad , presión capilar y permeabilidades relativas ) , determinación probabilística y determinística de los fluidos originales en sitio , reservas probadas, probables y posibles y factor de recobro final .
En general el curso está orientado hacia los conocimientos sobre la caracterización de yacimientos y balance de materiales requeridos en un estudio integrado de simulación de yacimientos.
CONTENIDO:
Caracterización de Fluidos de Yacimientos de Hidrocarburos. Diagrama de fases. Clasificación de los yacimientos en base a la mezcla de hidrocarburos que contienen. Yacimientos de gas y de petróleo. Tipos de gas ( seco, húmedo y condensado ) y petróleo ( V, L , M , P, XP y B). Variación composicional con profundidad. Ejemplos de campo.
Crudos Espumantes. Carácter espumante de crudos pesados y extrapesados. Fenómeno físico que lo produce. Prueba de laboratorio de PVT no convencional. Resultados en crudos pesados de la Faja Petrolífera del Orinoco. Presión de burbuja y seudo-burbuja de estos crudos. Factor de entrampamiento ( α ). Implicaciones sobre el factor de recobro.
Pruebas PVT de Petróleos Negros. Lectura e Interpretación de los resultados .Discusión sobre aspectos prácticos de pruebas PVT . Validación de las Pruebas PVT . Programa CONSIPVT 1.4
Ejercicios. Trabajo en Equipo
PVT Sintético. Correlaciones para determinar los Factores Volumétricos de Gas: Z, Bg y ρg y Petróleo: Rs, Bo y ρo Recomendaciones prácticas.
Ejercicios. Trabajo en equipo
Interacción Roca-Fluidos.
Humectabilidad y Presión Capilar. Características de los yacimientos hidrófilos y oleófilos. Distribución espacial de los fluidos dentro de los poros de acuerdo a la humectabilidad de la matriz de la roca. Presión capilar. Influencia del tipo de roca sobre la presión capilar. Fenómenos de imbibición y drenaje. Coeficiente de distribución del tamaño de poros. Determinación de la presión capilar promedia para un tipo de roca dado.
Ejercicios. Trabajo en Equipo.
Distribución de Saturación de agua con profundidad de acuerdo al equilibrio hidrodinámico. Análisis de núcleos vs perfiles.
Ejercicios. Trabajo en Equipo.
Permeabilidades: Absoluta, Efectiva y Relativa. Definición y Diferencias .Permeabilidades relativas normalizadas y des-normalizadas. Factores que afectan las permeabilidades relativas. Correlaciones para determinarlas en ausencia de datos de laboratorio.
Ejercicios. Trabajo en Equipo.
Presión de Sobrecarga y Compresibilidad Efectiva de la Formación (Cf). Conceptos y determinación de presión de sobrecarga, presión neta de sobrecarga y presión de poros. Deformación elástica e inelástica. Determinación de Cf. Reducción de porosidad y permeabilidad por compactación.
Ejercicios. Trabajo en Equipo
Mecanismos de Producción Primaria. Clasificación y caracterización. Impacto sobre el factor de recobro. Recomendaciones para sacar el mayor provecho de estos mecanismos en la recuperación de petróleo del yacimiento.
Tasa Máxima Eficiente. Análisis de los mecanismos de producción sensibles a la tasa de producción. Empuje de agua. Empuje por gas en solución. Segregación gravitacional.
Reservas Probadas , Probables y Posibles. Características de cada una y cómo se determinan.
Método Análogo y Volumétrico. Cálculo del POES y GOES. Cálculos determinístico y probabilístico .Método de Montecarlo. Factor de recobro primario. Determinación por correlaciones: Arps, Guthrie y Greenburger y Total.
Ejercicios. Trabajo en Equipo
Balance de Materiales.
Ecuación General de balance de materiales. Aporte de los diferentes mecanismos de producción en la recuperación de petróleo. Detección de la existencia de un acuífero asociado por balance de materiales: Campbel Plot. Validación del POES Volumétrico por BM para diferentes tipos de yacimientos. Técnica de Havlena y Odeh.
Ejerccios. Trabajo en Equipo