Yacimientos de Petróleo

En el siguiente articulo hablaremos de una propiedad muy importante llamada porosidad. Para ello daremos una descripción detallada de la misma. Definición La porosidad es una propiedad de la roca y es definida como el porcentaje del volumen poroso de la roca referente al volumen total de la misma. Esta es expresada en porcentaje y de acuerdo a que tanto por ciento tengamos de porosidad podremos saber que tanto fluido puede almacenar dicha roca. Clasificación de la porosidad de acuerdo a la conectividad de los poros. Total: Es la fracción del volumen correspondiente al volumen de poros interconectados o no, entre si. Efectiva: Es la fracción del volumen correspondiente al volumen de poros interconectados. Es la que se mide en la mayoria de los porosimetros y es en realidad la que interesa para la estimación del hidrocarburo en sitio. No efectiva : Es la fracción del volumen correspondiente al volumen de poros no interconectados. Clasificación de la porosidad de acuerdo a su orige

La forma "clásica" de diferenciar petróleos negros y volátiles se basa en valores límite de relación gas-petróleo o de factores de volumen de petróleo. Los líquidos con valores inferiores a los indicados en la tabla anexa se consideran Petróleos Negros, en tanto que los que superan estos límites se catalogan como Petróleos Volátiles. La manera más simple de señalar las complejidades que caracterizan el comportamiento de los Petróleos Volátiles es la de comparar la aplicabilidad de algunos parámetros clásicos en la evaluación de reservorios. En los Petróleos Negros el factor volumétrico Bo es un dato de importancia primaria para la evaluación del sistema. Este establece la relación entre el volumen de petróleo extraído, en condiciones de reservorio y el volumen de petróleo obtenido en condiciones de tanque. El valor Bo es relativamente fácil de trasladar desde la medición de Laboratorio a la escala de Reservorio. En los yacimientos de gas y condensado el factor Bo es un dato

El método de Tracy se utiliza para predecir el recobro y el comportamiento de yacimientos de petróleo saturado; es decir, yacimientos con una presión por debajo del punto de burbujeo. Para poder llevar a cabo este método, se deben conocer los datos de la presión original del yacimiento, el volumen de petróleo original in-situ, la saturación de agua irreducible, el factor volumétrico original de formación de petróleo, la viscosidad del petróleo a condiciones del yacimiento. Además, existen ciertos parámetros que se necesitan conocer para poder realizar una predicción de la producción de hidrocarburos relacionada con la presión promedio del yacimiento, los cuales son: - RGP (GOR) instantánea: La relación gas - petróleo instantánea representa la razón entre los pies cúbicos estándar de gas producidos y los barriles estándar de petróleo producidos al mismo instante. Se encuentra definida por: Esta ecuación permite describir el comportamiento de la relación gas–petróleo instantánea en cualq

En el articulo anterior se discutieron los primeros cuatro factores que controlan la recuperación por inyección de agua y gas en yacimientos de petróleo, para esta entrega discutiremos los últimos cuatro factores de los cuales tenemos: Permeabilidad. Continuidad de las propiedades de la roca. Magnitud y distribución de las saturaciones de los fluidos. Propiedades de los fluidos y permeabilidades relativas. Permeabilidad Antes de comenzar la discusión primero daré una definición de la permeabilidad la cual esta dada por: La permeabilidad es la capacidad de un material para permitir que un fluido lo atraviese sin alterar su estructura interna. Se afirma que un material es permeable si deja pasar a través de él una cantidad apreciable de fluido en un tiempo dado, e impermeable si la cantidad de fluido es despreciable. A partir de esto podemos decir que la permeabilidad de un yacimiento controla en un alto grado la inyección de agua que se pueda mantener en un pozo de inyección a una dete