1. MAPA ISOBARICO
1.1. Un mapa de isobaras es un mapa en el cual se representan líneas que unen puntos de igual presión atmosférica media. Una isobara o isóbara es un isograma de presión, es decir, una línea de igual o constante presión en un gráfico, trazado o mapa. Salvo posibles casos especiales, las isobaras se refieren exclusivamente a líneas que unen en un mapa los puntos de igual presión atmosférica, que se mide en bares, por lo que constituye un término meteorológico. Las isobaras de un mapa meteorológico dan información acerca de la fuerza del viento y la dirección de este en una zona determinada.
1.2. Uso de los Mapas Isobáricos: Los mapas isobáricos en la industria petrolera se emplean para hallar la presión promedio que es utilizada para caracterizar el comportamiento de yacimiento, y predecir su comportamiento futuro. Es un parámetro fundamental para entender la conducta de los yacimientos en recobro primario, secundarios proyectos de mantenimiento de presión.
1.3. PRUEBAS DE PRESION
1.3.1. -ABATIMIENTO DE PRESION (DRAW DOWN TEST) Esta prueba consiste en una serie de mediciones de presion de fondo durante un periodo de tiempo, con el pozo fluyendo a una tasa constante estabilizada. Generalmente, se hace un cierre previo para lograr que la presion en el area de de drenaje del pozo se estabilice y sea uniforme. Se utiliza para hallar: -Permeabilidad promedio en el area de drenaje (k) -Efecto Skin (s) -Volumen poroso (Vp) de la región drenada -Presencia de Heterogeneidades (Fallas, contactos, barreras estratigraficas).
1.3.2. RESTAURACIÓN DE PRESIÓN (BUILD UP TEST) Esta prueba consiste en una serie de mediciones de presión de fondo durante un periodo de tiempo, luego de cerrar el pozo después de haber estado fluyendo a una tasa constante estabilizada. Se utiliza para hallar: -Presión estática promedio en el área de drenaje o yacimiento (Pi). -Permeabilidad promedio en el area de drenaje (k). -Efecto Skin (s). -Presencia de Límites o heterogeneidades (Fallas, contactos, barreras estratigraficas). - Interferencia o comunicación entre pozos / fallas
1.3.3. Pruebas de interferencia: consite en medir la respuesta de presión en un pozo de observación debido a cambios en la tasa de flujo de otro pozo, su objetivo es detectar la comunicación entre pozos.
1.3.4. PRUEBA DE PRODUCCIÓN DRILL STEM TEST (DST): Un DST provee un medio para la estimación de la formación y las propiedades de los fluidos antes de la completación del pozo. Básicamente, la DST es una completación temporal de un pozo. La herramienta del DST es un arreglo de paquetes y válvulas localizados al final de la tubería de perforación. Este arreglo puede ser usado para aislar una zona de interés y dejar que produzca dentro de la tubería. Una muestra de fluido es obtenida en la prueba, de este modo, la prueba nos puede decir los tipos de fluidos que el pozo producirá si es completado en la formación probada.
2. ISKAR TORRES V.24257962
3. Tipos de Reserva
3.1. Las reservas probadas son los volúmenes de hidrocarburos estimados con razonable certeza y recuperables de yacimientos conocidos, de acuerdo con la información geológica y de ingeniería disponible y bajo condiciones operacionales, económicas y regulaciones gubernamentales prevalecientes
3.2. Según las facilidades de producción, las reservas probadas se clasifican en: A. Reservas probadas desarrolladas: estas están representadas por el volumen de hidrocarburos comercialmente recuperable del yacimiento por los pozos e instalaciones de producción disponibles. B. Reservas probadas no desarrollas: son los volúmenes de reservas probadas de hidrocarburos que no pueden ser recuperadas comercialmente a través de los pozos e instalaciones de producción disponibles.
3.3. Reservas probables: son volúmenes estimados de hidrocarburos asociados a acumulaciones conocidas, en los cuales la información geológica, de ingeniería, contractual y económica indican con un menor grado de certeza al de las reservas probadas, que se podrán recuperar.
3.4. Reservas posibles : son volúmenes de hidrocarburos, asociados a acumulaciones conocidas, en lo scuales la información geologicay de ingeniería indica que podrían ser recuperados bajo condiciones operacionales y contractuales prevalecientes
3.5. Reservas posibles : son volúmenes de hidrocarburos, asociados a acumulaciones conocidas, en lo scuales la información geologicay de ingeniería indica que podrían ser recuperados bajo condiciones operacionales y contractuales prevalecientes
3.5.1. Metodo volumétrico Se utiliza para calcular el hidrocarburo original en sitio (POES, GOES y COES) con base en el modelo geológico que geométricamente describe el yacimiento y a las propiedades de la roca y de los fluidos. 1. Calculo del petróleo original en sitio POES se calcula usando la siguiente ecuación:
3.5.2. 2. Gas no asociado se otiene mediante la relación : Para el calculo de gas no asociado debe hacerse hincapié en la determinación de las características intrisecas de dicho gas, composición, gravedad especifica, ect.
3.5.3. 3. Calculo del gas condensado riginal en sitio (GCOES) se calcula mediante la siguiente relación: Calculo del gas seco original en sitio (GSOES) se calcula mediante la ecuación :
3.5.4. Calculo por curvas de comportamiento de producción se utilizan con frecuencia para estimar las reservas remantes mediante la extrapolación del comportamiento deproduccion y ayudan en el diagnostico del mecanismo de empuje en los yacimientos cuando se dispone de suficientre historia de producción-presion. Calculo por balance de materiales se utiliza para calcular el petróleo original en sitio y cotejar con el resultado obtenido por el método volumétrico. Calculo por simulación numérica consiste en la utlizacion de modelos matemáticos que simulan los procesos que tienen lugar en el medio poroso durante la producción del yacimiento.
4. Un mapa de isopropiedades es la representación cartográfica de la variación de los valores de alguna propiedad del yacimiento petrolero. Las fuentes de información son, en primera instancia, los datos sísmicos, los registros de pozos, las muestras de roca, el conocimiento que se tenga de áreas cercanas, así como de los datos de producción y de presión de los pozos. El patrón estructural es uno de los mapas de control en una acumulación petrolífera. La preparación de mapas de isopropiedades conduce a disponer de una muy buena presentación real de la información considerada, ya que permite su rápida visualización, lo cual ayuda a establecer mejor las formas de explotar el yacimiento
4.1. POROSIDAD La porosidad es una medida de la capacidad de almacenamiento de fluidos que posee una roca y se define como la fracción del volumen total de la roca que corresponde a espacios que pueden almacenar fluidos
4.2. La porosidad de una roca puede ser clasificada de dos maneras: Según su origen De acuerdo a su origen, la porosidad puede ser clasificada en primaria o intergranular y secundaria o inducida.
4.2.1. Algunos procesos que dan origen a la porosidad secundaria de una roca son: la disolución, las fracturas y la dolomitización. Disolución La disolución es un proceso mediante el cual se origina una reacción química entre los fluidos que saturan el medio poroso y la matriz de la roca. Este proceso origina una modificación en el volumen poroso del sistema y por ende en la porosidad. Fracturas Las fracturas también contribuyen a la generación de porosidad secundaria. Dolomitización La dolomitización es un proceso mediante el cual la caliza se transforma en dolomita.
4.2.1.1. MAPAS DE POROSIDAD La porosidad interconectada o efectiva se define como el volumen total de la roca que representa espacios que pueden contener fluidos y se encuentran comunicados entre sí, mientras que la porosidad no interconectada o no efectiva es aquella que representa la fracción del volumen total de la roca que esta conformada por los espacios que pueden contener fluidos pero no están comunicados entre sí. Como 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 o total del sistema es igual a la sumatoria de la porosidad efectiva más la porosidad no efectiva. Para el ingeniero de yacimientos la porosidad de mayor importancia es la efectiva, debido a que esta representa el volumen de espacios de la roca que puede estar ocupado por fluidos movibles.
4.3. PERMEABILIDAD Es la capacidad, o medición de la capacidad de una roca, para transmitir fluidos, medida normalmente en darcies o milidarcies.
4.3.1. TIPOS DE PERMEABILIDAD Existen tres tipos de permeabilidad: - Absoluta o específica: es la conductividad de una roca o material poroso cuando está saturado completamente por un solo fluido. - Efectiva: es la conductividad de un material poroso a una fase cuando dos o más fases están presentes y también se mide en darcy. Cuando dos o más fases están fluyendo simultáneamente en un medio poroso permeable, como por ejemplo en un proceso de desplazamiento, la permeabilidad efectiva a una fase dada es menor que la permeabilidad absoluta y es función de la saturación de la fase. - Relativa: es la razón entre la permeabilidad efectiva y una permeabilidad base.
4.4. SATURACIÓN La saturación de un medio poroso con respecto a un fluido se define como la fracción del volumen poroso de una roca que esta ocupada por dicho fluido.
4.4.1. Saturación de agua connata La saturación de agua connata (Swc) es la saturación de agua existente en el yacimiento al momento del descubrimiento, la cual se considera como el remanente del agua que inicialmente fue depositada con la formación y que debido a la fuerza de la presión capilar existente, no pudo ser desplazada por los hidrocarburos cuando éstos migraron al yacimiento