FUNDAMENTOS DE LA INGENIERÍA DE YACIMIENTOS

Aprenderás a

• Conocer y comprender el papel de un Ingeniero de Yacimientos. Las propiedades de la roca y uso
  del Ingeniero de Yacimientos en un proyecto de desarrollo.
• Comprender los regímenes de presión y temperatura del yacimiento y las técnicas. Para poder
  calcular los gradientes de presión y temperatura, comprender los conceptos de presión capilar
  en diferentes fluidos de yacimiento. Comprender los principios de las pruebas de formación de
  cable y su uso, para determinar los contactos de fluidos y los regímenes de presión.
• Comprender el comportamiento de fase de los fluidos de yacimiento. Para poder clasificar los
  fluidos del yacimiento en un diagrama de fase. Comprender la relación de volúmenes entre la
  superficie y el yacimiento. Comprender los experimentos de laboratorio para obtener los
  parámetros de PVT, y su reporte. Saber cómo usar las correlaciones de fluidos y poder calcular
  una tabla PVT para un Modelo de ingeniería de yacimientos.
• Comprender el mecanismo de producción del yacimiento. Poder identificar el mecanismo de
  producción y los rangos de los factores de recuperación. Comprender el rendimiento clave para
  el petróleo y el gas.
• Conocer la técnica de balance de materia. Comprender la teoría, saber cómo aplicarla para la
  determinación de OOIP y del acuífero. Saber cómo usarlo para la predicción del rendimiento de
  producción y sus limitaciones.
• Comprender la inyección de agua. Comprender los conceptos de permeabilidad relativa, relación
  de movilidad y flujo fraccional. Conocer la teoría del desplazamiento de Buckley Leverett y su
  solución práctica, y el cálculo de la eficiencia de barrido areal y vertical.
• Comprender cómo la heterogeneidad del yacimiento afecta a la recuperación del reservorio en
  base a la inyección de agua y ser capaz de diseñar un sistema de recuperación de reservorio.

Contenido

1. Introducción
1.1. Proyecto de Desarrollo
1.1.1. Fases de la vida del campo petrolífero y optimización de la producción del yacimiento
1.1.2. Tipos de proyectos de desarrollo
1.1.3. Gestión de yacimientos
1.1.4. Objetivos del proyecto de desarrollo del campo petrolero y/o gas
1.2. La Función de la Ingeniería de Yacimientos
1.2.1. Determinación de hidrocarburo in situ
1.2.1.1. Fluidos in situ
1.2.1.2. Contactos
1.2.2. Estimación de Reservas y perfiles de producción
1.2.2.1. Factor de recuperación
1.2.2.2. Perfiles de producción
1.3. Evaluación óptima, planificación del desarrollo y gestión de yacimientos
1.3.1. Recopilación de datos
1.3.2. Suposiciones
1.3.3. Cálculos
1.3.4. Decisiones de Desarrollo

2. Propiedades de roca del yacimiento
2.1. Porosidad
2.2. Saturación
2.3. Presión capilar
2.4. Humectabilidad
2.5. Permeabilidad
2.5.1. Permeabilidad absoluta
2.5.2. Permeabilidades efectivas y relativas

3. Presión y temperatura del yacimiento
3.1. Fluido de presión y régimen de temperaturas
3.2. Técnicas para mediciones de presión
3.2.1. Técnicas
3.2.2. Prueba Formación con diagrafías/logs

4. Fases de comportamiento de los fluidos del yacimiento
4.1. Sustancias puras
4.2. Mezclas de hidrocarburos multicomponentes
4.3. Diagrama de Fase presión-temperatura: clasificación del reservorio
4.4. Análisis PVT del petróleo
4.5. Definición de parámetros básicos (Bo, Rs, Bg) y evolución de la presión
4.6. Viscosidad del petróleo
4.7. Correlaciones de líquidos en el petróleo
4.8. Métodos de muestreo
4.8.1. Medición de superficie y en dentro del pozo (yacimiento)
4.8.2. Recombinación de muestras
4.9. Experimentos de laboratorio
4.9.1. Expansión Flash
4.9.2. Liberación diferencial
4.9.3. Pruebas de separación

4.10. Gas y Condensado de gas
4.10.1. Ecuación de Estado
4.10.2. Definición de los parámetros básicos (Z, Eg, CGR) y su evolución de presión
4.10.3. Viscosidad del Gas
4.10.4. Correlaciones
4.10.5. Métodos de muestreo
4.10.5.1. Experimentos de laboratorio
4.10.5.2. Correlaciones retrógradas
4.10.6. Cálculos de equilibrio del vapor. Ecuaciones de estado
4.11. Propiedades de las aguas del reservorio

5. Fases comportamentales de los fluidos del yacimiento
5.1. Empuje dinámico y mecanismos de producción
5.2. Recuperaciones primaria, secundaria y mejorada de petróleo
5.3. Factores de recuperación
5.4. Determinación y Clasificación de reservas

6. Balance de Materia
6.1. Formato general del Balance de materia
6.2. El Balance de materia, expresado como ecuación lineal
6.3. Balance de materia en campos petrolíferos
6.3.1. Agotamiento/depletación por encima del punto de burbuja
6.3.2. Empuje de gas en solución
6.3.3. Empuje en casquete de gas
6.3.4. Empuje por compactación
6.3.5. Empuje natural por agua
6.4. Cálculos de afluencia de agua
6.4.1. Hurst and Van Everdingen (estado inestable)
6.4.2. Fetkovitch
6.4.3. Carter-Tracy
6.5. Balance de materia en los campos de gas
6.5.1. Depleción volumétrica
6.5.2. Empuje natural por agua
6.6. Limitaciones del balance de materia

7. Inyección de agua
7.1. Permeabilidades relativas a la roca
7.2. Ratio de mobilidad
7.3. Flujo fraccional
7.4. Buckley-Leverett Teoría del desplazamiento unidimensional
7.5. Cáculos de recuperación de petróleo: Técnica de Welge
7.6. Eficiencia de barrido vertical (reservorios estratificados)
7.6.1. Distribución de permeabilidad
7.6.2. Generación de permeabilidades pseudo-relativas
7.6.3. Condición de inyección en equilibrio vertical
7.6.4. Falta total de equilibrio vertical
7.6.4.1. Método Stiles
7.6.4.2. Método Dykstra-Parson
7.7. Eficiencia de barrido areal
7.7.1. Heterogeneidades
7.7.2. Patrones de inyección
7.8. Diseño de inyección de agua