Evaluación de Formaciones

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Evaluación de Formaciones por Mind Map: Evaluación de Formaciones

1. Procedimientos Usados

1.1. .

1.1.1. Variables de adquisición de datos en perfiles de pozo.

1.1.2. Intervalo de muestreo, resolución vertical, y profundidad de penetración de perfiles de pozos.

1.1.3. Adquisición e Interpretación de Perfiles de Pozo en Reservorios Convencionales

1.1.4. Determinación de litología y tipos de arcilla. Principios de interpretación del perfil de rayos gama.

1.1.5. Estimaciones de volúmenes de arcilla y pelita. Técnicas convencionales y modernas. Ajuste con datos de núcleo.

1.1.6. Potencial Espontáneo (SP).

1.1.7. Resistividad eléctrica de rocas saturadas de agua y de rocas parcialmente saturadas de hidrocarburo.

1.2. .

1.2.1. Evaluación Petrofísica y Elástica de Formaciones No Convencionales.

1.2.2. Determinación de litología basada en el uso de las mediciones de porosidad neutrón y de densidad.

1.2.3. Interpretación conjunta de perfiles sónicos, de densidad, y de porosidad neutrón.

1.2.4. Modelos petrofísicos utilizados para la evaluación de pelitas orgánicas.

1.2.5. Estimación de litología y de tipos de fluido.

2. Tipos de muestras tomadas en un pozo petrolero

2.1. Muestras de Fondo

2.1.1. Consiste en introducir al pozo una herramienta llamada muestreador generalmente de seis pies de altura y una pulgada y media de diámetro, este posee una cámara para almacenar un volumen de 600 cm3 aproximadamente, la toma se realizará a la presión y temperatura del punto donde se haya tomada la muestra, lo más cercano a la profundidad del pozo.

2.1.1.1. Ventajas: - No se requiere de la medición de tasas de flujo de gas y líquido. - No es afectado por problemas de separación gas – petróleo en el separador. - Se recomienda para yacimientos subsaturados. Desventajas: - El volumen de la muestra es pequeño. - No se pueden realizar muestras representativas si la presión de fondo fluyente es menor a la presión de burbujeo. - No se recomienda este tipo de muestreo si la producción de agua es muy grande. - Pueden ocurrir fugas de fluidos durante la extracción de la muestra a superficie.

2.2. Muestras de Cabezal

2.2.1. Para realizar el muestreo en el cabezal del pozo se utiliza un recolector múltiple construido para recolectar las muestras en superficie. Estas muestras solo pueden tomarse cuando la presión de fondo fluyente y la temperatura son mayores a la presión de saturación del yacimiento, de tal manera que el fluido se mantiene monofásico en el cabezal del pozo.

2.2.1.1. Ventajas: - Es rápido y de bajo costo. - No se requiere de la medición de tasas de flujo de gas y líquido. Desventajas: - No se recomienda este tipo de muestreo si existe flujo bifásico en el cabezal del pozo. - Es difícil tomar una muestra representativa por la agitación de los fluidos durante el muestreo. - No se recomienda si la presión del cabezal es menor a la presión de rocío.

2.3. Muestras de Superficie

2.3.1. Consiste en tomar las muestras de petróleo y gas en los separadores. Con las mediciones precisas de las tasas de flujo, las presiones y temperaturas del petróleo y el gas, se recombinan las muestras en el laboratorio para aproximarse a las propiedades del yacimiento

2.3.1.1. Ventajas: - Se recomienda este tipo de muestreo cuando la presión de fondo fluyente es menor a la presión de burbuja. - Tiene un menor costo y riesgo que en el fondo. Son de fácil manejo en superficie. - Permite tomar muestras de gran volumen. - La muestra no se contamina con fluidos acumulados en el pozo. Desventajas: - La proporción en que quedan recombinados el gas y el petróleo dependen de la exactitud de las mediciones de las tasas de flujo de gas y petróleo. - Los errores en la medición de las tasas de flujo para recombinar las muestras tienen influencia directa en la determinación de la presión de burbujeo.

3. Análisis aplicados a las muestras tomadas en el proceso de perforación de pozos petroleros

3.1. Análisis de Datos PVT

3.1.1. Estos datos generan incertidumbre debido a que se realizan mediciones de temperatura, gravedad del gas y petróleo, en donde algunos de estas mediciones se realizan en el laboratorio y no a condiciones de yacimiento.

3.2. Análisis de Datos de presión.

3.2.1. Al igual que los datos PVT, los errores de medición de presiones difieren mucho dependiendo de los instrumentos y mecanismos que se usen, ya que estos pequeños errores a largo plazo pueden generar un grave problema.

3.3. Análisis del historial de producción

3.3.1. El control de producción de un yacimiento es muy riguroso, porque es en donde se lleva un registro del Np, Gp, Wp de los cuales unos poseen mayor importancia que otros lo cual hace que no sean contabilizados, donde esto se ve reflejado mediante errores cuando se realiza EBM