Yacimientos de Petróleo

El análisis de la permeabilidad relativa ha sido estudiado en medios porosos homogéneos (sistemas de porosidad primaria en núcleos correlacionados cuyas medidas son más pequeñas que el tamaño de la muestra); en ese método, dichos sistemas presentan uniformidad en el arreglo de los granos. Sin embargo, las formaciones existen con la presencia de heterogeneidades, detectadas en los laboratorios, debido a fracturas y vugas (sistema de porosidad secundaria). Los núcleos estudiados de este tipo de formaciones que presentan este tipo de porosidad secundaria no pueden ser caracterizados mediante este análisis ya que su comportamiento difiere del convencional. Para gas y fluidos condensados, el fenómeno de condensación retrograda causa cambios composionales que generan variaciones de tensión interfacial, en adición a la reducción de la permeabilidad relativa de la fase gaseosa debido a un incremento en la saturación de líquido residual. En particular, el gas y los fluidos condensados presentan

MBO es una herramienta para ingeniería de petróleo que usa los métodos de resolución más importantes de la Ecuación de Balance de Materiales (EBM) para cálculos de Hidrocarburo Original En Sitio (HOES). MBO está en la etapa de planeamiento, de manera que se está desarrollando todo el proyecto así como los modulos individuales. Usando principios de diseño orientado a objetos a traves de todo el proyecto. Esto asegurará que el software cumpla su tarea y sea lo suficientemente flexible para adaptarlo a futuras necesidades. MBO estará escrito completamente en C++ (al menos eso se espera). A pesar de todo esto, ya existe una versión para MATLAB (ver la sección de descargas). Se planea que MBO sea un ambiente de investigación y desarrollo orientado a la ingeniería de petróleo. Características Estas son las principales características de la versión MATLAB . La nueva estructura de MBO incluirá todas éstas, además de algunas otras: correlaciones PVT, cálculos de balance de materiales

El uso masivo de computadoras personales, ha facilitado la aplicación del método de la derivada de presión y la simulación con curvas tipo para el análisis de las pruebas de presión transitoria en la industria petrolera. El concepto de la derivada de presión con respecto al tiempo en el análisis de pruebas de presión lo introdujeron Bourdet et al en el año 1983. Esta técnica consiste en graficar la velocidad de cambio de la presión (la derivada de la presión) con respecto a una función de tiempo versus el tiempo transcurrido, en una escala doble logarítmica. El gráfico de la derivada ofrece la ventaja de proporcionar una línea de pendiente cero (estabilización horizontal) para los regímenes de flujo cilíndrico. La derivada de presión es sumamente sensible a las variaciones de la presión provocada por los cambios ocurridos en los regímenes de flujo que se producen en el yacimiento; aún cuando se producen a los tiempos tardíos. Debido a ello, la buena capacidad del instrumento utilizado

La siguiente, es la Ecuación de la Difusividad : La ecuación de la difusividad es la combinación de las principales ecuaciones que describen el proceso físico del movimiento de fluido dentro del reservorio, combina la ecuación de continuidad (que es el principio de la conservación de la masa, y de aquí obtenemos el balance de materia), la ecuación de flujo (ecuación de Darcy) y la ecuación de estado (compresibilidad). Esta ecuación tiene 3 variables: 1 presión que es la del reservorio y 2 saturaciones que son generalmente la oil y la de gas en reservorios volumétricos. A partir de esta ecuación se obtienen las ecuaciones para los tipos de flujo que existen en el reservorio, por ejemplo en la segunda parte de la ecuación de la difusividad la presión varia con el tiempo (deltaP/Delta t) si estamos en el estado pseudoestable es decir la presión no depende del tiempo ya que llego al limite del reservorio (infinit acting) esta variación es 0 por lo que la ecuación de la difusividad tendr