1. TALLER 2. INGENIERIA DE YACIMIENTOS
Daniel Aramburo
Jose García
Zwanny Escandar
Claudia Alfonso
Camila Arango
1. ¿Cuál es la diferencia básica entre los términos: HIDROCARBURO INPLACE,
RESERVAS y TASA?
Hidrocarburo in place es el volumen total de hidrocarburos que se encuentran
inicialmente en el yacimiento, sin la evaluación económica y técnica para la
extracción mientras que las reservas es el volumen de hidrocarburos evaluados
económica y técnicamente para la extracción del mismo (Teniendo en cuenta el
Factor de Recobro) y la tasa es el volumen de hidrocarburos que se producen en
un periodo de tiempo determinado.
2. ¿Cuál es la diferencia fundamental entre el Método de Cálculo Volumétrico y el
Método por EBM?
El método volumétrico, nos permite predecir una cantidad aproximada de
hidrocarburos contenidos en un yacimiento, y el cálculo se hace mediante
parámetros como el volumen de roca, la porosidad y la saturación de los fluidos.
Para determinar el volumen, es necesario conocer el área y el espesor del
yacimiento.
La ecuación de Balance de materia EBM, por su parte, tiene el mismo fin,
determinar los hidrocarburos iniciales en el yacimiento, pero esta tiene en cuenta,
además, hallar la intrusión de agua cuando se conoce N o G, predecir el
comportamiento y recobro final y evaluar factores de recobro. La EBM se
diferencia del método volumétrico en que puede ser utilizada al principio de la
vida productiva del reservorio, después de algún desarrollo y también durante la
producción. Además tiene la ventaja de que con un historial de producción
significante, puede identificar el mecanismo de empuje del reservorio.
3. ¿Cuáles son los principales mecanismos de manejo energético de un
yacimiento? Explíquelos.
La producción inicial de hidrocarburos utiliza en gran forma la energía natural del
yacimiento lo que se conoce como producción primaria, en la que el petróleo y el
gas son desplazados hacia los pozos productores a través de los siguientes
mecanismos:

2. I. Empuje por gas en solución (FR≈70-80%)
Se presenta en yacimientos cuya presión inicial es mayor a la presión de burbuja,
y consiste en que los fluidos gaseosos disueltos en el petróleo ayudan en la
producción cuando intentan liberarse del crudo generando una fuerza de empuje.
II. Empuje por capa de gas (FR≈15-30%)
Se presenta en yacimientos cuya presión inicial es menor a la presión de burbuja
en los cuales la capa de gas inicial genera un empuje presentando un buen
barrido al aceite y un porcentaje alto de gas en superficie.
III. Empuje por acuífero activo (FR≈30-50%)
Se presenta debido a la disminución de presión en el yacimiento, originando la
expansión de un acuífero subyacente, desplazando de esta manera el petróleo
hacia pozos productores.
IV. Empuje por drenaje gravitacional (FR≈40-80%)
Se presenta principalmente en yacimientos que presentan un buzamiento y se
debe q que la fuerza gravitacional supera a la fuerza de la viscosidad del fluido
haciendo que este se fluya por los capilares de la roca.
V. Empuje por expansión de roca y fluido (FR máx. 20%)
Se presenta cuando la roca sello compacta a la roca reservorio y debido a esta
presión los poros se van compactando haciendo salir el fluido de ellos. Para que
este empuje sea posible, la compresibilidad de la roca yacimiento debe ser alta.
El uso de inyección gas natural o de agua, denominado producción secundaria,
tiene el propósito de mantener la presión del yacimiento a través de la adición de
energía a este. Existen otros procesos de desplazamiento llamado recuperación
terciaria y mejor referida como recobro realzado, los cuales se desarrollaron para
cuando los procesos secundarios resultan inefectivos; además de adicionar
energía al yacimiento, este proceso considera cambios en las propiedades de la
roca o del fluido.
4. Indique cuales son los dos factores de los que depende la velocidad de
producción de un campo.
Los factores de los que depende la velocidad de producción son la presión del
yacimiento ya que a partir de este dependerá si un yacimiento tiene la facilidad de
producir de forma natural o requerirá de un proceso de producción secundario en
el que se aumente la presión y la velocidad de producción.
Otro factor del que depende la velocidad de producción es índice de productividad
por que a partir de este se puede estimar la capacidad o habilidad de producir los
hidrocarburos presentes en el yacimiento.

3. 5. ¿Cuáles son los dos tipos de modelos que la ingeniería de yacimientos suelen
utilizar para predecir el comportamiento de un yacimiento?
La predicción del comportamiento y el recobro final de un yacimiento se realiza a
través de cinco métodos principales: el de Schilthuis, el de Tarner, de Tracy, de
Muskat y de Pirson. Pero esta principalmente se realiza a través del análisis de
dos modelos:
Modelo estático es aquel que representa las propiedades de un yacimiento que no
varían en función del tiempo, como es el caso de la permeabilidad, porosidad,
espesor, topes, limites, fallas, ambiente de sedimentación, continuidad vertical y
lateral de las arenas, petrofísicas litología y límites de la roca, que unidos a
pruebas de yacimientos (datos de presión, producción), permiten definir con mayor
claridad el yacimiento.
Modelo dinámico tiene como propósito investigar, desarrollar y adecuar
metodologías que expliquen la interacción dinámica del sistema roca-fluido del
reservorio, tratando de reflejar y comprender de la mejor manera como se
desplazan los fluidos a través de las rocas. Los parámetros que se obtengan
servirán para alimentar los modelos de simulación numérica de reservorios,
integrando de manera congruente el modelo estático.
6. ¿Cuáles son las principales fuentes de datos en ingeniería de yacimientos?
Los análisis PVT son las principales fuentes de datos para la ingeniería de
yacimientos. Cuando se analizan pruebas PVT existe un porcentaje de esas
pruebas que resultan no ser útiles debido a que pudiera haber contaminación de
los recipientes donde se toman las muestras, mala toma de la muestra o
inestabilidad de la producción a nivel de toma de muestreo, entre otros problemas.
Es por ello que en el análisis PVT se debe considerar sumamente importante los
datos que se están registrando de modo que éstos sean bastante representativos
y de esta manera nos den la seguridad de un desarrollo óptimo del campo
petrolífero o gasífero. Para tener la certeza de que el muestreo es representativo,
se hace una validación exhaustiva tomando en cuenta todos los parámetros del
yacimiento medidos durante la toma de muestras (ej. presión estática, presión
fluyendo, etc.)
7. ¿Cómo el funcionamiento de un simulador de yacimientos se asemeja al
modelo de tipo tanque? ¿Cómo se diferencia del mismo?
El funcionamiento de un simulador de yacimientos se asemeja a un modelo tipo
tanque cuando el simulador es de cero dimensiones, a este modelo se le conoce
también como modelo tanque o de balance de materia. Se dice que es un modelo
cero dimensiones debido a que las propiedades petrofísicas, las propiedades de

4. los fluidos y los valores de presión no varían de un punto a otro a lo largo de todo
el yacimiento.
Se le llama también balance de materia debido a que al realizar los cálculos lo que
se hace es precisamente esto, un balance entre los fluidos que entran y los fluidos
que salen del yacimiento. Este modelo de cero dimensiones es la base de todos
los modelos existentes y tiene la particularidad de que en el no pueden colocarse
pozos, lo que sí es posible en los simuladores de más dimensiones.
El uso que se le da a este modelo es:
 Estimar el volumen original de aceite en un yacimiento
 Calcular la entrada de agua
 Calcular la presión del yacimiento
Un simulador de yacimientos se diferencia del modelo tipo tanque cuando las
propiedades petrofísicas, las propiedades de los fluidos o los valores de presión
varían de un punto a otro a lo largo de todo el yacimiento, por lo que se hace
necesario emplear un simulador de 1 o más dimensiones.
8. ¿Por qué es importante para obtener los valores exactos de presión de los
pozos? ¿Cuál es la diferencia entre el valor de la presión requerida por el modelo
de yacimientos y la requerida por un simulador de yacimientos?
Es importante tener los valores exactos de presión de los pozos debido a que
estos son los valores que se introducen al simulador de yacimientos y la exactitud
en la medida determina en cierta manera la correcta simulación de los parámetros
del yacimiento.
La diferencia de la presión que se requiere en un modelo de yacimientos y un
simulador es que la presión en los modelos de yacimientos es una sola, por lo
general es una presión promedio del yacimiento, es decir, se considera un modelo
estático, en el que para cada instante de tiempo la presión es homogénea en el
espacio. Por otra parte, en un simulador de yacimientos se requieren las presiones
registradas en cada uno de los pozos, ya que si el simulador es de 1 o más
dimensiones este considera los cambios en las propiedades con el espacio.
9. De al menos dos ejemplos (concretos) de en qué casos, la extracción de
hidrocarburos deja de ser un proceso isotermo.
 Un proceso en el que cambia la temperatura durante la extracción de
fluidos es cuando se realiza una producción secundaria sobre el yacimiento,
debido a que en el momento en el que se le inyectan a este otros fluidos
(gas o agua) la temperatura se ve afectada.
 En el fracturamiento hidráulico, la extracción de hidrocarburos deja de ser
un proceso isotérmico debido a que al aplicar un fluido a alta presión sobre
el yacimiento la temperatura de este puede cambiar ya que el fluido

5. fracturante, el fluido de relleno y el apuntalante pueden entrar en contacto
con la formación con una temperatura distinta a la que esta se encontraba.
10. ¿Qué ecuación se considera la ecuación de movimiento en ingeniería de
yacimientos?
La ley fundamental del movimiento de fluidos en el medio poroso es la ley de
Darcy, la expresión matemática desarrollada por Henry Darcy en 1856 establece
que la velocidad de un fluido homogéneo en un medio poroso es proporcional al
gradiente de presión e inversamente proporcional a la viscosidad del fluido. Para
un sistema lineal horizontal la relación es:
Donde v es la velocidad aparente en cm/s,
q es el flujo volumetrico en cm3
/s
y A es la sección de Area transversal de roca en cm2
La ecuación puede ser solucionada para diversas direcciones de flujo
a. Flujo linear de fluidos incompresibles
b. Flujo radial de fluidos incompresibles

6. 11. ¿Cuáles son los parámetros de la ecuación para cálculo de GOR?
La relación Gas/Petróleo (GOR) se define como el volúmen pies cúbicos a
condiciones normales (SCF) de gas entre el volumen de petróleo a condiciones
estándar (STB) recuperados a un tiempo determinado.
Condiciones Estándar:
Temperatura: 60º F
Presión: 14,7 psi
12. ¿Cuáles son las limitaciones de la ley de Darcy?
La ley de Darcy es aplicable solo si se cumplen las siguientes condiciones
 Flujo laminar: Si el número de Reynolds es mayor que uno no es aplicable.
Para flujo turbulento, que se produce a altas velocidades, el gradiente de
presión aumenta en mayor porcentaje que la tasa de flujo y, por lo tanto, la
aplicación de la ley de Darcy puede dar lugar a errores graves, haciéndose
necesario realizar una modificación en la ecuación.
 Flujo continuo
 Fluidos incompresibles
 Formación homogénea: No existe reacción entre el fluido y la roca.
13. Exponga los términos generales de una EBM.
La ecuación general de Balance de materiales se basa principalmente en el
principio de conservación de la masa y mediante este e involucra tres aspectos
fundamentales que se relacionan con el volumen de petróleo en el yacimiento de
la forma que el volumen de petróleo remanente o restante en el yacimiento será

7. igual al volumen de petróleo original o total en el reservorio menos el volumen de
petróleo producido.
Np = Petróleo producido acumulado, STB
N = Petróleo original in-situ, STB
G = Gas inicial en el yacimiento (PCN)
Sw = Saturación de agua, fracción
m = volumen inicial de la capa de gas/volumen de la zona de petróleo
We = Intrusión acumulada de agua, STB
Gp = Gas producido acumulado, PCN
Wp = Agua producida acumulado, STB
Rp = Relación gas-petróleo acumulada, Gp/Np, PCN /STB
Rs = Relación gas-petróleo, PCN/STB
ßt, ßw = Factor volumétrico de formación del petróleo y del agua, BBL/STB
ßg = Factor volumétrico de formación del gas, f3
/PCN
cw, co, cg = Compresibilidad del agua, del petróleo y de gas, 1/psi
cf = Compresibilidad del volumen poroso, 1/psi
P = Presión estática del yacimiento, psia
ΔP = Pi – P, psia
pi = Presion inicial
14. Identificar los diversos términos de expansión en la EMB y sus fuentes.
Si se adecúa la EBM de esta forma:
Se puede decir que:
Vaciamiento=Expansión del Petróleo y el Gas en Solución
+ Expansión del Gas de la Capa de Gas + Expansión del Agua Connata +
Reducción del Volumen Poroso + Influjo de Agua del Acuífero
En donde:
 Expansión del Petróleo
Volumen producido por expansión del líquido a Condiciones de Yacimiento

8. N (βo - βoi)
 Expansión del Gas en Solución
Gas en Solución Inicial a Condiciones de Estándar
N Rsi
Gas en Solución Inicial a Condiciones de Yacimiento
N Rsi βg
Gas en Solución a Condiciones de Yacimiento
N Rs βg
Volumen por Expansión del Gas en Solución a Condiciones de Yacimiento
N (Rsi - Rs) βg
 Expansión del Petróleo y del Gas en Solución
Volumen por Expansión del Petróleo y del Gas en Solución a Condiciones de
Yacimiento
N [βo - βoi + (Rsi - Rs) βg]
 Expansión de la Capa de Gas
Volumen por Expansión del Gas en la Capa de Gas a Condiciones de
Yacimiento
 Expansión del Agua Connata y Reducción del Volumen Poroso
Volumen Total por Expansión del Agua Connata y Reducción del Volumen
Poroso a Condiciones de Yacimiento
15. ¿Cuáles son las principales ventajas y desventajas de la MBE?
Ventajas
Puede utilizarse para
- Estimar el petróleo (POES) y el gas (GOES) en sitio
- Estimar el tamaño de la capa de gas.
- Estimar presencia, tipo y tamaño de un acuífero.
- Predecir el comportamiento de presión conociendo la historia de presión del
yacimiento.
- Estimar las profundidades de los contactos agua petróleo, Gas-petróleo y agua-gas.
- Predecir el comportamiento futuro de los yacimientos.
Desventajas.
- Supone constante la temperatura del yacimiento, esto es, que en el proceso de
producción no ocurre un cambio considerable de temperatura.
- Considera que existen condiciones de equilibrio en el yacimiento en cualquier
tiempo, es decir, supone que la presión es uniforme, y en consecuencia las
propiedades de los fluidos en cualquier tiempo no varían con su ubicación en el
yacimiento. Esto significa que los efectos de la caída de presión alrededor del pozo no

9. se tienen en cuenta y que la saturación de líquido es uniforme a través de la zona de
petróleo.
- Las propiedades PVT disponibles deben ser representativas del yacimiento y
relacionar la producción con los datos de su vaciamiento.
- Supone que la producción es totalmente una consecuencia de la liberación del gas
en solución y de la expansión del gas liberado por el petróleo y de una capa de gas
inicial, cuando disminuye la presión del yacimiento. Esto incluye la hipótesis de que no
hay inyección de fluidos, que el agua es inmóvil.
- No considera el factor geométrico del yacimiento, ya que resulta casi imposible
determinar la distribución de los fluidos en la estructura.
- Requiere cierto grado de explotación del yacimiento a fin de disponer de suficientes
datos de producción y de presión.
- Generalmente, tanto para yacimientos de gas seco como para yacimientos de
petróleo, el factor volumétrico del agua en la formación y la solubilidad del gas en el
agua se consideran iguales a 1 y 0 respectivamente.
16. ¿Qué cantidades definen el estado de los gases?
 La presión: La presión como fuerza por unidad de área, a mayor presión,
las moléculas de gas van a tender a estar más juntas.
 El Volumen: Los gases adoptan el volumen del recipiente que los contiene,
a mayor volumen, menor presión.
 La temperatura: A mayor temperatura, incrementa la energía cinética de las
moléculas del gas, produciendo una mayor velocidad y por tanto mayor presión.
 La cantidad de moléculas: El número de moléculas del gas contenidas (expresadas
en moles) en un recipiente determina la presión ejercida por el gas sobre el
mismo, de tal forma que con un volumen constante, a mayor cantidad de
moléculas, mayor presión.
17. ¿Cuál es la ecuación de estado de un gas ideal?
La ecuación que describe normalmente la relación entre la presión, el volumen, la
temperatura y la cantidad (en moles) de un gas ideal es:
Donde:
 = Presión absoluta
 = Volumen
 = Moles de gas
 = Constante universal de los gases ideales
 = Temperatura absoluta

18. ¿Cómo influjo de agua afecta la gráfica de p/Z vs GP?
La aplicación de (P/z) en función de Gp, en el análisis de un yacimiento con un
mecanismo de empuje por gas en solución sin entrada de agua, es

10. particularmente útil para proveer un estimado del gas in situ extrapolando los
datos de producción iniciales.
Si la variación de los datos de campo no muestran una línea recta, esto puede
indicar que existe una intrusión de agua (aumenta la presión) o agotamiento del
acuífero (por transporte de fluidos a otro yacimiento).
19. ¿Cuál es el mecanismo más eficiente para la recuperación de un yacimiento
de gas? ¿Por qué?
El mecanismo más eficiente para la recuperación de un yacimiento de gas es la
expansión de gas ya que el gas libre en un yacimiento de gas se expande para
reemplazar los hidrocarburos producidos. La presión cae en proporción al volumen
de hidrocarburos removidos del yacimiento. Estos yacimientos con este tipo de

11. empujes tienen en su mayoría un acuífero limitado y una eficiencia de
recuperación promedio del orden de 20 a 40 % del petróleo original en sitio.
Existen otros tipos de empuje con mejores factores de recobro pero para un
yacimiento de gas el mejor mecanismo de recuperación es el de expansión del
gas. Además el gas cumple con características como baja viscosidad del petróleo
y alta gravedad API del petróleo
20. ¿Por qué es importante mantener la presión de un yacimiento de gas
condensado por encima del punto de rocío?
Es importante mantener la presión de un gas condensado o retrogrado ya que
cuando entra en la región de dos fases se condensa el líquido del fluido del
yacimiento en forma de rocío. Debido a esta condensación, la fase gaseosa
disminuirá su contenido líquido. Como el líquido condensado se adhiere al material
sólido o paredes de los poros de la roca, permanecerá inmóvil que conduce a una
disminución en la permeabilidad efectiva al gas en el pozo y a la pérdida de
productividad asociada a la acumulación de condensado que no deja fluir el gas. A
continuación se muestra el comportamiento de este tipo de yacimientos:
Con la anterior imagen se puede observar que para mantener el los fluidos del
yacimiento en una fase, y así evitar la liberación de componentes pesados en el
líquido, es necesario mantener la presión por encima de punto de rocío.
21. Describir cómo se prevé la formación de depósitos de condensado en un
yacimiento.
La presencia de un bloque de condensado se detecta inicialmente por una
declinación de la productividad, su presencia a menudo se determina mediante
pruebas de presión transitoria. El comportamiento a corto plazo en la prueba de
presión transitoria refleja las condiciones existentes en la región vecina al pozo. el
bloque de condensado se detecta por la presencia de un gradiente de presión más
pronunciado cerca del pozo. Con tiempos de prueba más prolongados la
permeabilidad efectiva del gas lejos del pozo domina la respuesta (la
permeabilidad se puede determinar a partir de la cuerva de la derivada del cambio
de presión en un gráfico doble-logarítmico de los cambios de pseudo-presión y
tiempo de cierre). Si la prueba se prolonga suficiente tiempo las propiedades de
flujo lejos del pozo serán evidentes.
Es importante también la determinación de las propiedades de los fluidos. La
composición de los fluidos se determina obteniendo una muestra representativa de
fluido de yacimiento. Se pueden tomar muestras de superficie, recolectando
muestras de líquido y gas desde los separadores de prueba y de producción luego
las pruebas se recombinan en un laboratorio. También es conveniente tomar las

12. pruebas del fondo de yacimiento si la presión de yacimiento está por encima del
punto de rocío, estas pruebas deben tomarse con sumo cuidado.
22. ¿Cómo se mantiene la presión en los yacimientos de condensado? ¿Qué se
entiende por recirculación de gas?
Se han tratado diversos métodos para mantener la presión en yacimiento o para
recuperar esta presión. Un método para mantener la presión en yacimiento
consiste en la inyección de gas seco en una formación para mantener la presión
de yacimiento por encima del punto de rocío desplazando lentamente las
fracciones pesadas que aún se encuentran en solución en el gas del yacimiento.
Con el tiempo el yacimiento es purgado, es decir, el gas seco es producido a una
presión de fondo baja.
La reciculación o reiyección de gas se entiende como un proceso en el cual el gas
producido es reinyectado al yacimiento después de haberle generado condensado
en superficie y haber separado las fases. Este proceso se realiza para mantener la
presión del yacimiento y para impedir que el condensado se "condense" dentro del
yacimiento y después se dificulte recuperarlo.
23. ¿Cuáles son las ventajas y desventajas de mantener la presión de un
yacimiento, bien sea por irrupción activa de agua o por inyección?
Ventajas.
Las ventajas de que la presión se mantenga más o menos constante es que la
tasa de declinación en la producción para todos los pozos será muy baja, por lo
que el IP será bastante alto durante buena parte de la vida productiva del
yacimiento.
Desventajas:
La entrada de agua al yacimiento, ya sea por irrupción activa de agua o por
inyección altera la saturación de fluidos del yacimiento, generalmente aumentando
la saturación de agua. Lo anterior causa que la permeabilidad relativa al petróleo
disminuya y por lo tanto que la saturación de aceite crítica sea mayor y la
movilidad del petróleo menor.

13. A mayor Sw menor es el Kro, por lo que la movilidad del petróleo disminuye con la
intrusión de agua.
24. Defina que es un yacimiento anormalmente presionado.
Un yacimiento anormalmente presionado es aquel en el que la presión anormal de
formación es mayor que la presión normal (formaciones con presión de poro
equivalentes a la presión hidrostática del agua intersticial, P >0.465ppg), también
es conocida como sobre-presionada y algunas veces Geo- presurizada.
Las presiones de formación anormalmente altas son causadas por la
subcompactación de lutitas, diagénesis de arcilla, actividad tectónica (fallamientos,
domos salinos, etc.) diversas características estructurales (roca impermeable
sobre un yacimiento de gas) y a migración de fluidos.
25. ¿Cuándo en un yacimiento de gas se puede utilizar la gráfica de p/Z vs Gp
para calcular el gas inicial en el lugar y la producción acumulada vs presión?
En un yacimiento de gas se puede utilizar la gráfica de p/Z vs Gp para calcular el
gas in situ extrapolando la recta hacia el cruce con el eje Y. esto se realiza para
yacimientos volumétricos en los cuales no se tiene intrusión de agua y por tanto
We=0 y Wp=0. Además se asume que el yacimiento es isotérmico.

14. Teniendo:
G Bgi+Gp Bg-G Bg=We-Bw Wp=0
Bg=0,028 zT/P
Reemplazando y despejando obtengo:
P/z=Pi/zi-Pi/zi Gp/G
A partir de esta ecuación se grafica P/z VS Gp y el corte con el eje Y será el gas
inicial in situ.
26. Definir el mecanismo de producción por gas en solución. ¿Cuáles son las
fases de la producción que se puedan producir en este tipo de yacimientos?
En un reservorio de empuje por gas la energía para empujar el petróleo al hoyo es
proporcionada por la expansión del gas en solución en el petróleo. Cuando la
presión cae debajo del punto de burbuja en el yacimiento, se forman pequeñas y
dispersas burbujas de gas en los poros, que también empujan al petróleo hacia el
hoyo. A unos 5-10% de gas libre en el reservorio, las burbujas se unen y el gas se
mueve hacia el hoyo como una fase fluyente separada. Cuando esto ocurre, la
producción de crudo cae y la producción de gas aumenta rápidamente debido al
aumento de la permeabilidad relativa al gas.
Fases:
Si se asume que la presión inicial esta sobre la presión del punto de
burbuja, entonces la presión como consecuencia de la producción declinará
rápidamente hasta el punto de burbuja. Durante este periodo, todo el gas en el
reservorio permanece en solución.
Una vez que la presión ha declinado hasta la presión del punto de burbuja,
la producción adicional causará que esta decline por debajo del punto de burbuja
con la consiguiente expansión o liberación de gas libre en el yacimiento. Se crea
una capa de gas secundaria.
Después de que la saturación de gas excede la saturación crítica, este se
hace móvil. Sobre la base de esto el gas libre fluirá en el reservorio y permitirá que
se incremente el GOR observado en los pozos.
27. ¿Cómo varía el recobro final en yacimientos de gas en solución?
El factor de recobro final para yacimientos de gas en solución varía de 5 al 30%
(Ahmed, 2006). Los factores que tienden a favorecer una alta recuperación
incluyen alta gravedad API del crudo (baja viscosidad), alto GOR de solución y
homogeneidad de la formación.

15. 28. Indique las tres fases más importantes en el comportamiento del GOR de un
yacimiento de gas en solución.
- Pi>Pb, la presión como consecuencia de la producción declina rápidamente
hasta el punto de burbuja. Todo el gas en el reservorio permanece en solución,
luego el GOR es constante.
- P=Pb, la producción adicional causará que la presión decline por debajo del
punto de burbuja creando una capa de gas secundaria, el GOR aumenta.
- Sg>Sgc, el gas se hace móvil, fluye en el reservorio y disminuye el GOR.
Figure 11-2. Production data of a solution-gas-drive reservoir. (After Clark, N.
J., Elements of Petroleum Reservoirs, SPE, 1969.)
29. ¿Cuáles son las principales ventajas de tener un mantenimiento de presión
inicial por inyección de agua cuando la presión está en o cerca de Pb (es decir, no
hay gas libre presente)?
El mantenimiento de la presión por encima del punto de burbuja garantiza que no
se forme una capa de gas secundaria, evitando que el GOR no aumente de tal
forma que se genere un flujo multifasico en el yacimiento y requieran facilidades
en superficie para su el manejo del gas producido.

16. 30. ¿Qué factor de recobro se podría esperar de un mecanismo de producción por
gas en solución?
El factor de recobro promedio para yacimientos con mecanismo de empuje gas en
solución es de 20 % (Escobar, s.f.).
31. ¿Cuál es el efecto de una capa de gas en la presión del yacimiento, el recobro y el
GOR?
 Debido a la expansión del gas en la capa, estos reservorios se caracterizan
por una declinación baja en la presión, el grado de mantenimiento de la
presión depende del volumen de la capa de gas comparado con el volumen
de aceite.
 El GOR se incrementa constantemente en pozos estructura arriba. A
medida que la capa de gas se expande a los intervalos productores de los
pozos, el GOR de los pozos afectados se incrementa a valores muy altos.

17.  El recobro de Aceite por expansión de capa de gas es considerablemente
mayor al de gas en solución. Los rangos de factores de recobro esperados
son de 20%-40% (Ahmed, 2006).
32. ¿Qué medidas correctivas debe usted como ingeniero realizar si el gas de la capa
de gas irrumpe en un pozo?
Se debe despejar, con los datos disponibles, de la EBM el termino m, con el fin de
conocer el espesor de la capa de gas posteriormente se deben realizar operaciones
de Workover en el pozo, mas estrictamente se debe realizar un Squeeze con el fin de
aislar las perforaciones (gas shutoff). Conociendo el espesor de la capa de gas se
puede saber si es conveniente realizar perforaciones a mayor profundidad o
definitivamente se debe taponar el pozo, o tal vez convertirlo en un pozo inyector.
33. ¿De qué variables es función la irrupción de agua (We)?
La intrusión de agua se calcula mediante:
Luego la intrusión de agua es función la producción acumulada de aceite, agua y gas
a condiciones de yacimiento, del GOR y del Rs.
34. ¿Qué medidas correctivas debe usted como ingeniero realizar si el agua irrumpe
en un pozo?

18. Se deben realizar Squeeze en los intervalos cañoneados por donde este flujendo
agua, se debe calcular la intrusión de agua despejándola de la EBM, para conocer el
nuevo OWC, conociendo este se puede saber si es posible realizar perforaciones
estratigráficamente superiores a las anteriores, o definitivamente el pozo ha quedado
por fuera de la zona pay; en tal caso se debe taponar el pozo o convertirlo en inyector.
35. ¿Se puede utilizar la EBM para determinar N, m, y We? Si no, ¿cómo se manejan
las tres incógnitas?
Mediante la EBM se pueden determinar las variables N, m y We a partir del método
gráfico propuesto por Havlena y Odeh.
De otro modo el N se puede calcular por el método volumétrico, m se podría calcular
también por método volumétrico por aparte para gas y aceite, pero se deben conocer
bien los espesores de la capa de gas y de la arena neta petrolífera, y We se puede
calcular a través de las produciones acumuladas de gas y aceite mediante:
36. Enumerar los factores que favorecen para el drenaje gravitacional e indicar
cómo cada factor afecta a este mecanismo.
a. Permeabilidad en la dirección del buzamiento
Una Buena permeabilidad en la dirección de migración del aceite es un
prerrequisito para un drenaje gravitacional eficiente. Una buena permeabilidad en
la dirección del buzamiento permite el desplazamiento de los fluidos en la
dirección en la que actúa la fuerza gravitatoria, que es la que controla este
mecanismo de producción.
b. Buzamiento del reservorio
En la mayoría de los reservorios, la permeabilidad en la dirección del buzamiento
es mayor que la permeabilidad perpendicular a la misma, por lo que a mayor
buzamiento del reservorio, el aceite y el gas pueden fluir a través de la dirección
de buzamiento (que es también la dirección de máxima permeabilidad).
c. Tasas de producción del reservorio

19. Como la tasa de drenaje gravitacional es limitada, las tasas de producción del
reservorio deben ser limitadas a la tasa de drenaje, de esta forma se obtendrá el
máximo recobro del yacimiento. Si la tasa de producción del reservorio excede la
tasa de drenaje gravitacional, el mecanismo de depleción se hará más importante
con una reducción del recobro de hidrocarburos como consecuencia.
d. Viscosidad del aceite
La viscosidad del aceite es importante debido a que la tasa de drenaje
gravitacional es dependiente de esta. En las ecuaciones de flujo de fluidos, la tasa
de flujo aumenta a medida que la viscosidad disminuye; por lo tanto, el drenaje
gravitacional será más efectivo a medida que la viscosidad del aceite disminuya.
e. Características de permeabilidad relativa
Para que un drenaje gravitacional eficiente se produzca, el gas debe fluir
estructura arriba mientras el aceite debe hacerlo estructura abajo, por lo que la
permeabilidad relativa a cada fluido por parte de la formación es bastante
importante.
Lo anterior se debe que a mayor espesor, mayor será la distancia que
puede recorrer el hidrocarburo impulsado por la fuerza gravitatoria en la
vertical.
37. ¿Cuál es el máximo valor de factor de recobro que se podría obtener
por drenaje gravitacional?
Según Escobar (200?) el factor de recobro para yacimientos cuyo
mecanismo de producción es el drenaje gravitacional oscila entre un 40% y
80%, sin embargo se han reportado casos en los que se supera el 80%
(Ahmed, 2006).
38. ¿Qué es un drive index y cuál es su significado?
El índice de empuje (drive index) indica la magnitud relativa de los
diferentes mecanismos de empuje presentes en un yacimiento, es decir, si

20. en un yacimiento existen simultáneamente todos los mecanismos de
empuje, el índice de empuje se calcula según el porcentaje de contribución
a la producción por parte de cada uno de los mismos en la ecuación de
balance de materiales (MBE) de la siguiente forma:
En donde
DDI Índice de empuje por Depletamiento (Expansión de aceite con todo
el gas disuelto).
SDI  Índice de empuje por segregación (Expansión del gas)
WDI  Índice de empuje Hidráulico (Influjo de agua)
EDI  Índice de empuje por expansión de roca y fluidos (Cambio de
presión)
39. ¿Cuáles son las “herramientas modernas” se pueden considerar para
predecir el comportamiento de un yacimiento produce bajo el efecto de
diferentes mecanismos combinados?

21. Todas las metodologías que han sido desarrolladas para predecir el
comportamiento futuro del reservorio son esencialmente basadas en
emplear y combinar las relaciones que incluyen:
 MBE
 Ecuaciones de saturación
 GOR instantáneo
 Ecuación relacionando el Rp con el GOR instantáneo
Usando esta información, es posible predecir el comportamiento del recobro
primario del campo con el decrecimiento de la presión de formación. Existen
tres metodologías ampliamente usadas en la industria del petróleo para
llevar a cabo un estudio del reservorio:
 Método de Tracy
 Método de Muskat
 Método de Tarner
Estos métodos arrojan prácticamente los mismos resultados cuando se
usan intervalos de presión muy pequeños y pueden ser usados para
predecir el comportamiento de un yacimiento bajo cualquier mecanismo de
empuje.
Adicionalmente mediante el uso de redes neuronales, por ejemplo, se
puede identificar los índices de desplazamiento, ya que una red neuronal
puede servir como solución alternativa cuando no se dispone de todos los
datos necesarios
para aplicar la EBM.
“La primera aplicación se hace en los yacimientos de aceite saturado, en
los cuales el estudio de los mecanismos de desplazamientos se realiza
usando los índices de desplazamiento que miden el aporte de cada
mecanismo de empuje a la energía del yacimiento. Estos índices se
calculan por medio de una manipulación matemática de la ecuación de
balance de materia EBM (Pirson, 1958). Esta ecuación requiere de una
gran cantidad de datos que con frecuencia no están disponibles en las
historias de producción, por diversas razones, lo que hace de este cálculo

22. una tarea dispendiosa. La herramienta desarrollada en este trabajo permite
ser una solución alternativa a este problema utilizando menor número de
variables que las utilizadas en la ecuación de balance de materiales”
Tomado de: Perez, M. Rozo, M. Ulloa, R. Calvete, F. Calderon, Z.,.
Aplicación de las Redes Neuronales al estudio de Yacimientos de Petróleo.
Bucaramanga, Santander: Universidad Industrial de Santander , pp. 77.
40. Teniendo en cuenta:
Presión del yacimiento = 2.700 psia
Temperatura del yacimiento = 200 ° F
Porosidad = 0.20 saturación de agua intersticial = 0,15
La gravedad de aceite a 60 °F: 45 ° API
Reporte diario de reservas de petróleo en tanque = 200 bbl
Reporte diario de gas de separador = 3,000 MSCF
Reporte diario de gas en tanque = 100 MSCF
El factor de desviación de gas a condiciones de yacimiento z = 0,8
Calcular el gas inicial y destilado in place por acre-pie

24. 41. Se tiene un yacimiento que se descubre a una presión de 4100 lpc. Se
sabe también que la presión de burbujeo de este yacimiento es de 2.556
lpc. En el mismo yacimiento, fue realizado un ensayo PVT sobre una
muestra de fondo y dio los siguientes resultados:
Además se conoce que:

25. Determinar:
a) Suponiendo que el acuífero es poco representativo en este instante del
yacimiento (se puede aproximar a cero), pronostique la producción
acumulada de petróleo para 3.254 lpc, sabiendo que la producción de
agua para dicho paso de presión es 857 MBN.

27. b) Sabiendo que la producción acumulada de gas a 2.210 lpc es 36.562
MMPCN y Np @ 2.210 es de 30.367 MBN, calcule la producción de agua
para este paso de presión. Tome en cuenta para la presión de 2.210 lpc:
 El yacimiento no posee capa de gas inicial.
 Intrusión de agua de 43 MMBN.
 La expansión de la formación y agua connata se puede considerar
despreciable.

29. c) La compañía encargada de este yacimiento observa que hay una gran
declinación en la presión y se dieron cuenta, según características de la
zona, que la mejor forma de aumentar la presión es aplicando una
inyección de agua al yacimiento. En qué parte de la ecuación de balance de
materiales usted pondría el término para considerar dicha inyección de
agua. Razone su respuesta.
Los términos de la inyección de fluidos deben ir restados al numerador de la
ecuación general de balance de materiales, debido a que es allí donde se
expresan las entradas y salidas de fluido en el yacimiento, debe ir con signo
negativo debido a que al ser una inyección, es un ingreso de fluidos al
yacimiento, asi como We tiene signo negativo. La ecuación entonces
quedaría asi:

30. 42. Se tiene un yacimiento subsaturado cuya presión inicial es de 4350 psi.
A continuación se presentan los datos de producción, propiedades de roca
y fluidos necesarios:
Determine:
a) El petróleo original en sitio N para un paso de presión (4000 psi)
considerando el influjo de agua.
b) Calcule N haciendo We=0.

31. 43. Se tiene un yacimiento volumétrico de gas condensado subsaturado,
determine el GCOES,GOES y COES.
Datos del Yacimiento:

35. BIBLIOGRAFIA
Ahmed, T., 2006., Reservoir Engineering Handbook. Third Edition. Burlington,
MA: Elsevier, pp. 736-737, 748,
Escobar, F., s.f. Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos. Neiva, Huila: Editorial
Universidad Surcolombiana, pp. 27-27,
Paris, M., 2009., Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos. Maracaibo: Ediciones
Astro Data, pp. 465-467,
Perez, M. Rozo, M. Ulloa, R. Calvete, F. Calderon, Z.,. Aplicación de las
Redes Neuronales al estudio de Yacimientos de Petróleo.
Bucaramanga, Santander: Universidad Industrial de Santander , pp.
77.