(Última modificación - 07 de diciembre de 2002).
Propiedades de la roca. Porosidad. Permeabilidad. Presión Capilar.
Permeabilidades Relativas.
Propiedades de los fluidos. Ensayos PVT. Correlaciones.
Cálculo de los Hidrocarburos Originales in Situ.
Mecanismos de drenaje. Porcentaje de recuperación. Reservas.
Balance de Materia. Yacimientos de gas y de petróleo. Cuantificación de los
diferentes empujes. Cálculo histórico y predictivo. Sensibilidad del
porcentaje de recuperación a variaciones en las propiedades del reservorio y/o
en las políticas de explotación. Limitaciones. Errores.
Pronósticos de producción. Cálculos analíticos y basados en la historia de
producción.
Comentarios: Incluye trabajos prácticos sobre todos los temas desarrollados
Balance de Materia. Usos. Hipótesis. Limitaciones. Yacimientos de Gas Seco, Gas Húmedo y Gas con Condensado. Yacimientos de Petróleo Subsaturado y Saturado. Ecuación General de Balance de Materia. Uso histórico y predictivo del Balance de Materia. Errores. Cuantificación de los diferentes empujes. Influencia de las propiedades del yacimiento y de las políticas de explotación sobre la recuperación final de los hidrocarburos. Determinación de la pseudo curva kg/ko a partir de la historia de producción.
Reservorios con empuje hidráulico. Reconocimiento. Acuíferos. Clasificación. Flujo continuo, pseudocontinuo y no continuo. Flujo transitorio. Ecuación de difusividad. Resolución de la misma para casos particulares. Principio de Superposición. Ley de Schilthuis, Hurst y Hurst-Van Everdingen. Determinación de la ley del acuífero cuando se conocen los hidrocarburos originales in situ. Ídem cuando los mismos son desconocidos.
Comentarios: Incluye trabajos prácticos sobre todos los temas desarrollados
Introducción. Eficiencia de desplazamiento. Teoría de Buckley y Leverett.
Flujo difuso y flujo segregado. Adaptación de la teoría clásica al caso de
flujo segregado.
Relación de movilidades.
Eficiencia areal. Su determinación. Correlaciones existentes.
Eficiencia vertical. Modelos homogéneo, heterogéneo y estratificado. Flujo
entrecruzado. Contraste de permeabilidad. Su cuantificación. Métodos de
Dykstra Parsons, Stiles y Muskat. Variación de permeabilidad y coeficiente de
Lorenz. Método de Dykstra Parsons para el cálculo de la eficiencia vertical.
Pseudo curvas de permeabilidad relativa.
Métodos analíticos para pronosticar la producción por inyección de agua:
"Craig, Geffen y Morse" y "Higgins y Leighton".
Métodos basados en la historia de producción utilizados para pronosticar la
producción por inyección de agua: "Log R.A.P. vs. Np" y "Ershagui
Omoregie".
Filosofía de la inyección de agua. Recomendaciones para un eficaz control del
reservorio.
Comentarios: Incluye trabajos prácticos sobre todos los temas desarrollados
Introducción. Reservorios de gas seco, gas húmedo y gas-condensado.
Determinación de las propiedades termodinámicas del fluido de reservorio y de
los fluidos en superficie. Toma de muestra. Ensayos de laboratorio. Su
validación. Correlaciones.
Diferencias entre los distintos tipos de reservorios de gas, a ser tomadas en
consideración para una eficiente explotación.
Ensayos de pozos de gas: isocronal y contrapresión. Potencial del gas real.
Balance de materia. Diferentes métodos para la estimación del gas original in
situ y de las reservas: P/z, Samaniego y Havlena - Odeh.
Yacimientos de gas con un halo petrolífero de significación. Métodos de
análisis.
Pronósticos. Estimación del momento en que será necesaria la recompresión.
Acondicionamiento del gas para la venta. Aspectos económicos de la evaluación.
Comentarios: Incluye trabajos prácticos sobre todos los temas desarrollados
Definición de los conceptos básicos. Discusión de un modelo físico para
identificar las variables que afectan las curvas de permeabilidad relativa.
Definición de Puntos Extremos. Metodologías de medición. Métodos
estacionarios y No estacionarios. Puntos destacables del método no estacionario
(Welge).
Representatividad de las muestras. Factores experimentales que afectan los
resultados. Influencia del caudal, la relación de viscosidades y otras
variables del sistema. Propagación de errores. Mediciones en condiciones
ambiente y en condiciones de reservorio. Ventajas y desventajas de cada
metodología.
Otras fuentes para obtener las curvas de Permeabilidad Relativa. Correlaciones.
Discusión de un desarrollo local.
Definición y Validez de los puntos extremos. Influencia de la mojabilidad del
sistema. Muestras estratificadas: Curvas anómalas. Método de cálculo
explícito (Welge, JBN) e implícito (History Matching). Ventajas y desventajas.
Influencia de la dirección de flujo sobre las curvas de permeabilidad relativa
y los puntos extremos de saturación. Efectos a nivel de reservorios.
Promedio de curvas. Pseudo curvas. Obtención a partir de las mediciones de
laboratorio. Importancia de los puntos extremos.
Saturaciones medias y puntuales: Diferencia entre los resultados de laboratorio
y el empleo habitual en simuladores numéricos.
Casos Particulares:
Ejemplo de pseudo funciones en condiciones de flujo segregado.
Trabajo Práctico: Método de Hearn.
El Reservorio como Laboratorio de excelencia.
Discusión abierta sobre: Metodología de medición adecuada, selección de
muestras, uso de la información, problemas aún no resueltos. Migración de los
resultados a un simulador numérico. Variable de ajuste en el "History
Matching". Incertidumbres.
Casos Especiales:
Comentarios: Nivel Intermedio, con numerosos trabajos prácticos
Definición de los conceptos básicos. Características principales de los
diferentes tipos de fluidos (Petróleos Negros, Volátiles, Gas y Condensado,
etc.).
Curvas P-T y curvas P-V. Sistemas simples y multicomponentes. Comportamiento
normal y retrógrado. Caminos termodinámicos.
Mediciones de Laboratorio. Datos necesarios para el reservorista
Propiedades aditivas. Valores medios. Estimación de parámetros.
Análisis composicionales. Cromatografía de gases. Traslado de información
medida a porcentaje molar informado. Limitaciones del proceso de medición.
Representatividad de la composición informada.
Composición de gases y líquidos. Separación de fracciones. Pseudo-componentes.
Etapas de un estudio PVT de Petróleo Negro. Estudio composicional, estudio a
masa constante, liberación diferencial, viscosidad, factor de volumen,
liberación de gas, densidad, optimización de las etapas de separación.
Ejemplos numéricos. Interrelación entre variables comunes (RGP, Bo, Densidad,
…)
Etapas de un estudio PVT de Gas y Condensado. Análisis composicional.
Depletación a masa constante. Depletación a volumen constante. Líquido
retrógrado acumulado. Producción acumulada. Factor 'Z' del efluente y factor
'Z' bifásico.
Etapas de un estudio PVT de Petróleo Volátil. Comparación con estudios de
Petróleos Negros y Condensados. Dependencia del Factor de Volumen con el camino
termodinámico (mecanismo de depletación).
Representatividad de las muestras. Métodos de validación. Recombinación
numérica y recombinación física. Errores frecuentes. Muestreo de Fondo y de
Superficie. Ventajas y desventajas de cada metodología. Practicas recomendadas.
Muestreo en condiciones no adecuadas. Casos en que puede realizarse una
recomposición adecuada de la muestra de fluido de reservorio.
Consistencia de la información. Métodos de chequeo y validación de datos.
Balance de materiales. Datos interdependientes
Ecuaciones de estado (EOS). Gases ideales. Gases reales: Ecuaciones de Van der
Waals, Peng-Robinson, Soave-Redlich-Kwong, etc.
Mezclas. Correcta definición de los parámetros de ajuste. Coeficientes de
interacción binarios.
Correlaciones comunes. Rango de aplicabilidad.
Calidad relativa de los diferentes datos de laboratorio.
Discusión de casos particulares. Problemas habituales: Petróleos viscosos,
emulsiones, muestras no representativas, etc.
Comentarios: Nivel Intermedio, con numerosas experiencias y trabajos prácticos
Introducción: Clasificación de los reservorios de hidrocarburos. Diagrama P-T.
Criterios para diferenciar los diferentes fluidos de reservorios.
Mecanismos de drenaje.
Características particulares de los Petróleos Volátiles.
Estudios PVT. Informe de Laboratorio. Mecanismos de liberación. Dependencia del
gas liberado y del factor volumétrico con el camino termodinámico. Valores a
usar en la caracterización del reservorio. Validación de estudios PVT.
Muestreo. Muestras no representativas: elevada RGP durante el muestreo,
diferenciación con muestras de reservorios de Gas y Condensado.
Ecuaciones de Estado (EOS). Simulación Termodinámica.
Balance de Materia. Limitaciones del Balance de Materia convencional. Balance de
Materia Composicional. Influencia de la curva de Permeabilidad Relativa en el
comportamiento termodinámico de los fluidos de fondo y superficie.
Estrategias de producción.
Comentarios: Curso para profesionales con alguna experiencia en caracterización de reservorios convencionales que se estén iniciando en el área de Petróleo Volátiles.
Curvas de Presión Capilar. Definición de los conceptos básicos. Contacto de
fases. Nivel de agua libre. Zona de transición. Diferencia de presión entre
fases.
Heterogeneidades. Distribución de fluidos.
Mediciones de laboratorio. Membrana semipermeable. Centrífuga. Inyección de
Mercurio. Ventajas y desventajas de cada metodología.
Promedio de curvas. Función "J".
Integración de mediciones de laboratorio y perfiles de pozo.
Yacimientos fisurados. Imbibición.
Sellos capilares. Medición. Capacidad sellante. Estimación de reservas.
Distribución de gargantas porales.
Transmisión de presión y movimiento de fluidos. Rotura de sellos capilares.
Mojabilidad. Método de Amott y USBM. Escalamiento. Acondicionamiento de
muestras.
Mediciones de Presión. RFT en zonas de transición. Casos especiales: "Tight
Sands". Sistemas en no-equilibrio
Geoquímica de Reservorios. Geoquímica Orgánica y Geoquímica Inorgánica.
Muestras adecuadas para la medición.
Cromatografía. Familias de Hidrocarburos. Marcadores naturales.
Identificación de niveles. Anomalías geoquímicas y estructura de reservorios.
Compartimentalización de reservorios. Continuidad.
Discriminación de la producción en sistemas multicapas.
Discusión de casos particulares. Problemas habituales durante el escalamiento e
integración de la información.
Comentarios: Nivel Intermedio con numerosos trabajos prácticos
Introducción a la Evaluación de Proyectos. Objetivos e hipótesis. Distintos
tipos de proyectos. Criterio incremental de la evaluación. Costos Hundidos.
Etapas para una evaluación. Definición del problema. Pronósticos. Partición
del proyecto en períodos.
Flujos de Caja. Componentes básicos. Inversiones y Gastos. Utilidad Neta.
Cuadro de Resultados. Impuestos. Préstamos. Distintas formas de amortizar un
préstamo.
Indicadores Económicos. Tiempo de Repago. Máxima Exposición. Valor Presente.
Eficiencia de la Inversión. Tasa Interna de Retorno. Tasa de Crecimiento.
Significado físico de los indicadores económicos. Limitaciones de los mismos.
Análisis de sensibilidad. Presentación de los resultados.
Análisis económicos en escenarios inflacionarios y/o con variación de precios
relativos. Moneda corriente, moneda constante y moneda de hoy. Distintas
modalidades de trabajo. Método Completo y Simplificado.
Comentarios: Incluye un trabajo práctico donde se analiza un caso real de desarrollo de un yacimiento en todos los escenarios teóricos estudiados y dos problemas de ejercitación preparatoria en Flujo de Fondos e Indicadores. También un problema en escenarios inflacionarios.
Evaluación De Proyectos En Condiciones De Riesgo E Incertidumbre
Valor Esperado. Concepto Físico. Repetibilidad. Teoría de las Preferencias.
Aversión al Riesgo. Ruina de Jugador.
Método de Montecarlo. Árboles de Decisión. Árboles de Probabilidad.
Exploración Petrolera. Sus similitudes con un juego de azar. Costo de
Participación, Probabilidades y Premios.
Conveniencia y necesidad de evaluar los Proyectos Exploratorios. Etapas para la
evaluación en una cuenca madura. Distintas aproximaciones. Curva de
distribución de reservas.
Análisis exploratorios en cuencas vírgenes.
Valor de la información.
Proyectos De Aceleración
Proyectos de Aceleración. Distintas formas de análisis. Tasas Internas de
Retorno múltiples. Significado físico.
Evaluación De Proyectos De Mantenimiento O Reemplazo
Evaluación de proyectos de mantenimiento o reemplazo. Costo Anual Equivalente.
Comentarios: Incluye trabajos prácticos de todos los temas desarrollados. Según conveniencia se puede incluir una revisión inicial de los conceptos básicos.
El objetivo es discutir con ejemplos reales las situaciones más comunes en la
industria de explotación de hidrocarburos, a efectos de unificar criterios y
clarificar situaciones usualmente controversiales. Se pondrá especial énfasis
a los aspectos conceptuales, tales como el carácter incremental de los
proyectos y la forma de tomarlo correctamente en consideración cuando realiza
un pronóstico de producción o se analizan inversiones en estructura, gastos
fijos o indirectos.
Luego de un día destinado a revisar los conceptos teóricos fundamentales y a
unificar criterios, el instructor irá presentando un ejemplo de cada caso
típico que será analizado en forma grupal y posteriormente discutido. Los
distintos participantes podrán plantear situaciones reales, para su debate en
clase.
Los casos típicos a discutir son los siguientes:
Comentarios: Este curso está dirigido al personal directamente involucrado en el análisis de inversiones, ya sea en su condición de evaluadores o de "solicitantes" del estudio. Resultará también de interés a aquellos que deban tomar una decisión basados en un estudio técnico económico, realizado por terceros.
Introducción. Reservas probadas, probables y posibles. Distintas
subcategorías. Definiciones SPE - WPC y SEC. Otras aproximaciones. Reserva
Esperada.
Recuperación natural y asistida.
Cálculo determinístico y estocástico. Cuándo usar una u otra aproximación
Discusión de casos conceptuales.
Discusión de los casos propuestos por los participantes.
Conclusiones y recomendaciones para evaluaciones futuras
Objetivos:
Discutir y practicar con ejemplos, la evaluación económica de situaciones
típicas de la industria petrolera.
Ingeniero Químico, con más de 30 de experiencia en la industria petrolera.
Desarrolló tareas de Ingeniería de Reservorios y Evaluación de Proyectos en
YPF, Perez Companc y Petrolera Argentina San Jorge, de donde se retiró como
Gerente de Planificación y Evaluación de Proyectos, en diciembre de 1997.
Actualmente se desempeña como consultor en temas de su especialidad.
Es Profesor Titular de Ingeniería de Reservorios y de Evaluación de Proyectos
en la Universidad de Buenos Aires y en el Instituto Tecnológico de Buenos
Aires. Ha publicado diversos artículos técnicos en el país y en el exterior (
8 de ellos en congresos y revistas de la Society of Petroleum Engineers). Es
autor de tres libros:
En 1996 recibió de la Society of Petroleum Engineers un premio Internacional por sus aportes en Economía y Evaluación de Proyectos.
Profesor del departamento de Ingeniería en Petróleos del ITBA desde 1992 hasta
2001. Allí dictó la cátedra de "PETROFÍSICA Y FLUIDOS DE
RESERVORIO" y se desempeñó como Director Adjunto del Postgrado en
Ingeniería de Reservorios. Gran parte de su carrera profesional la desarrolló
en INLAB S.A. en cuyo laboratorio se caracterizan rutinariamente muestras de
rocas y fluidos de reservorios. Tiene 20 años de experiencia realizando tareas
en los diferentes sectores de INLAB S.A. y sus áreas de especialidad incluyen
los estudios petrofísicos sobre rocas reservorios, estudios termodinámicos de
fluidos y ensayos de laboratorio de recuperación asistida, habiendo publicado
numerosos trabajos en las distintas áreas de su especialidad.
Sus principales publicaciones sobre evaluación de reservorios son las
siguientes:
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