DETERMINACIÓN DE PROPIEDADES PETROFÍSICAS, CALCULO DE RESERVAS Y CONSIDERACIONES PRÁCTICAS RELACIONADAS AL DISEÑO Y APLICACIÓN DE UN PROCESO DE RECUPERACIÓN SECUNDARIA A YACIMIENTOS DE GAS.

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Dónde:

Zgci = factor de compresibilidad del gas condensado a Tf yPi. (Se puede determinar por el método de Standing y Katz)

Tf = temperatura de la formación, ºR

Pi = presión promedio inicial, lpca.

DETERMINACIÓN DE RESERVAS EN YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO.

Determinar el GCOES, GOES, COES del yacimiento nombrado en el ejemplo anterior.

- Tf=274ºF

- Pi=4351

- lpca; RGC=6327 PCL/BN

- ºAPIcond = 48,9

- γg = 0,8(aire=1)

- Φ = 13,5%

- Swi = 20,6%

- Volumen total = 134942acre-pie

Solución:

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De las ec, A3-1 y A3-2

Psc=706 - 51,7* 1,226 - 11,1* (1,226)2= 625,97 lpca

Tsc=187 +330* 1,226 - 71,5* (1,226)2= 625,97 lpca

Con estos valores se calcula Psr y Tsr y luego Zgci por el método de Standing y Katz

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De la Fig. 1 Zgci= 1,52

De la [pic 24]

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Aplicando la ec (B1-0) se obtiene el valor de GCOES

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Parte de este volumen se condensa en superficie y la otra permanece gaseosa.

De la ec. (B1-3)

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Finalmente el GOES y el COES se calculan en base a las ec. B1-1 y ec B1-2

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A continuación se hará una comparación entre un método de recuperación secundaria o mejorada con las teorías propuestas:

De acuerdo información proporcionada por Fernández Leonardo, extraída de su trabajo de grado titulado: Optimización del esquema de explotación del proyecto de recuperación secundaria en el yacimiento MVR-1, Arena M3U del Campo Mata-R, Área Mayor Oficina (AMO), Municipio Pedro María Freites Estado Anzoátegui. Se obtuvo la siguiente tabla (tabla 3.4), donde se presentan las propiedades y características del yacimiento MVR-1, arena M3U, el cual es un yacimiento de gas condensado.

Tabla 3.4 Propiedades del Yacimiento MVR—1, Arena M3u

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Fuente: Fernandez , 2004

En el mismo se implementó un proceso de recuperación secundaria con inyección de gas, el cual se aplicó para mantenimiento de presión desde el año 1.961, hasta su descontinuación en abril de 2.002 debido a su baja efectividad. Durante ese proyecto solo se alcanzó a recobrar el 66% de gas y 26% de condensado de las reservas recuperables totales.

Debido a las reservas remanentes que existían aun en el yacimientos, en el mismo se podría implementar un proceso de recuperación mejorada, esto con el fin de recobrar parte de esas reservas remanente de condensado.

De acuerdo a los parámetro establecidos por Satter y Thakur en 1994

Métodos Miscibles

- Hidrocarburos miscible

Propiedades del Fluido

Gravedad > 35° API

Viscosidad:

Composición: Alto porcentaje de hidrocarburos ligeros (C2- C 7)

Reservorio

Petróleo Saturación > 30 % PV

Tipo de Formación: Arenisca o carbonato con un mínimo de fracturas y vetas de alta permeabilidad

Espesor neto: Relativamente delgada a menos que la formación es abruptamente inmersión

Profundidad: > 2.000 pies (GLP) a > 5.000 pies (de Alta Presión)

Permeabilidad media: No crítico si uniforme

Temperatura: no crítico

- Nitrógeno (N2)

Propiedades del Fluido:

Gravedad > 24° API (> 35 para nitrógeno)

Viscosidad

Composición: Alto porcentaje de hidrocarburos ligeros (C1- C7)

Reservorio

Saturación de petróleo > 30% PV

Tipo de Formación: arenisca o carbonato con pocas fracturas y vetas de alta permeabilidad

Espesor neto: Relativamente delgado menos formación es la inmersión

Promedio Permeabilidad: No crítico

Profundidad > 4.500 pies

Temperatura: No crítico

- Dioxiodo de Carbano(CO2)

Propiedades del Fluido

Gravedad > 26° API (preferiblemente > 30°)

La viscosidad

Composición: Alto porcentaje de hidrocarburos intermedios (C5–C20), especialmente C5- C12

Reservorio

Petróleo saturación > 30 % PV

Tipo de Formación: Areniscas o carbonato con un mínimo de fracturas y vetas de alta permeabilidad