Introducción a la Ingeniería de Reservorios
CURSO STREAMING
Fecha y Horario
21 al 25 de Septiembre de 9 a 13
Aranceles
Socios IAPG: $ 1.300.000. – No Socios: $ 1.560.000. Valores expresados en pesos argentinos.
Estos montos pueden sufrir modificaciones
Objetivos
Proporcionar a los participantes las herramientas básicas de Ingeniería de Reservorios, con principal atención en los conocimientos conceptuales de naturaleza física. Por tal motivo se pondrá especial énfasis en analizar las fuerzas que hacen posible el movimiento de los fluidos en el medio poroso y la recuperación de los hidrocarburos. Se explicitará cuáles son las responsabilidades técnicas del Ingeniero de Reservorios y las herramientas y cálculos necesarios para cumplir con ellas.
A quién está dirigido
A personas que no se desempeñen en el área de reservorios y deseen conocer las herramientas y conceptos básicos de la disciplina.
Programa
Responsabilidades Técnicas del Ingeniero de Reservorio
Petrofísica
Porosidad. Permeabilidad. Saturación.
Permeabilidades absolutas, efectivas y relativas.
Ley de Darcy. Factores que influyen en la productividad y en la declinación de la producción.
Mojabilidad.
Presión Capilar. Distribución inicial de los fluidos en el reservorio. Distribución del tamaño de las gargantas porales. El mito del radio de drenaje.
Compresibilidad poral.
Propiedades de los Fluidos
Diagramas P_T de una sustancia pura y de una sustancia compuesta. Distintos tipos de reservorios: gas seco, gas húmedo, gas con condensación retrógrada, petróleo volátil y petróleo negro.
Propiedades necesarias para realizar los análisis de rutina en los distintos tipos de reservorios.
Ensayos PVT.
Determinación del Hidrocarburo Inicial in Situ
Método Volumétrico y Balance de Materia.
Mecanismos de Drenaje
Expansión del petróleo y el agua intersticial. Compresión de los poros. Expansión del gas disuelto.
Expansión del casquete gasífero. Empuje hidráulico. Segregación gravitacional. Imbibición.
Comportamiento y factores de recuperación. Metodologías para determinar el factor de recuperación.
Pronósticos de Producción
Métodos analógicos, analíticos, basados en la historia de producción y simulación numérica. Análisis declinatorio.
Recuperación Secundaria y Terciaria
Eficiencias. Petróleo incremental a recuperar. Momento propicio para e l inicio d e l a inyección.
Pronósticos de producción. Monitoreo y control.
Nociones Básicas de Métodos de Recuperación Terciaria
Reservas y Recursos de Hidrocarburos
Definición mundialmente aceptada (PRMS), incertidumbres técnicas, económicas y contractuales.
Valor de un proyecto.
Instructor
