Planificacion y control Yacimiento C-3

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Criterios para definir ANT, ANP y ANE.

Los parámetros para llevar a cabo una evaluación petrofísica es la siguiente:

Arena neta petrolífera (ANP) ᴓ * So ≥ 6%

Saturación de agua (Sw) ≤ 50%

Espesor de arena ≥ 4 pies

Contenido de arcilla ≤ 50%

Estos parámetros son tomados de las propiedades de las rocas (Vsh, ᴓ, Sw), permitiendo determinar los parámetros ANT, ANP, ANE, los cuales se conocen con el nombre de criterios de cortes (Cut-off), los mismos serán representativos para toda el área de estudio.

ANT: Es el espesor de arena libre de arcilla que existe en la formación, por lo cual su valor es Vsh ≤ 50%.

ANP: Es el espesor de arena contentiva de hidrocarburos por encima del C.A.P por lo cual su valor es de:

Sw ≤ 50%

Vsh ≤ 50%

ᴓ* So ≥ 6%

ANE: Es el espesor de arena que garantiza la producción del fluido de la roca (ANP de mejor calidad), por lo cual sus valores están alrededor de:

Vsh ≤ 50%

Sw ≤ 45%

ᴓ ≥ 12%

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6.- Propiedades de los fluidos

El comportamiento volumétrico de los fluidos en el yacimiento como una función de la presión, se requiere para la correcta evaluación de las reservas de un yacimiento, la selección y utilización del esquema de explotación más apropiado por lo que se debe tener el cotejo y predicción de su comportamiento. Estos análisis dependen de datos confiables sobre las características del fluido que contiene el yacimiento y se obtienen a partir del análisis PVT (Presión-Volumen-Temperatura) de muestras de fluidos.

Para el yacimiento en estudio, no se disponía de análisis PVT, por lo que se realizó la generación del análisis PVT.

La generación de estos análisis PVT se realizó a partir del comportamiento de producción de los pozos descubridores de cada uno de los yacimientos, para poder determinar las propiedades de los fluidos a las condiciones iniciales del yacimiento.

La presión inicial se determinó de la extrapolación de la zona existente en el gráfico de presión vs acumulación de petróleo.

Con la realización de los gráficos RGP vs NP y RGP vs Tiempo se puede obtener la RGP promedio que será equivalente o igual al Rsi si el yacimiento es subsaturado. En el mismo se determina el tiempo en el cual se empieza a liberar gas.

Con este tiempo se entra en el gráfico de presión vs tiempo, para luego interceptar la curva y leer el eje Y el valor estimado de la presión de burbuja.

La gravedad específica del gas se puede estimar de un análisis cromatografico de gas o de los PVT vecinos del área, para luego tomar un promedio aritmético.

Los API° se obtiene de las pruebas de producción de los pozos por cada yacimiento, En el mismo se debe realizar un gráfico de frecuencia vs °Api en donde el valor más representativo seria la moda, que es el valor que mas se repite.

Después de obtener todos estos parámetros se generó un PVT mediante correlaciones empíricas para obtener las propiedades de los fluidos, comparando la generada con las obtenidas mediante correlaciones PVT.

RESUSTADOS DEL ANALISIS PVT GENERADO PARA EL YACIMIENTO C-3

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RSULTADOS DEL ANALISIS PVT VALIDADO MEDIANTE CORRELACIONES

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7.- Historia yacimiento C-3 área lrf- 0060.

Este yacimiento he sido completado en los pozos LRF-0049, LRF-0056, LRF-0060, LRF- 0086, LRF- 0088, LRF-0098, LRF- 0101, LRF-0106, LRF- 0108, LRF- 0122, los cuales 3 se encuentran abandonados, 3 inactivos, 1 suspendido y 2 activos.

Este yacimiento comenzó la producción a través del pozo LRF- 0060, con una de tasa de petróleo promedio de 831 BN/D de petróleo, 2715 de RGP y 17% de AyS, se mantuvo produciendo de este pozo con tasas bajas de petróleo, un aumento de la producción se nota cuando adicionan los pozos LRF-0056 y LRF- 0049 alcanzando una producción de 2311 BN/D de petróleo, 337 PCN/BN DE RGP y 6% de AyS, manteniéndose en producción a bajas tasas de petróleo 148 BN/D, 713 PCN/BN de RGP y 76,6% de AyS, luego con la adición de nuevos pozos el yacimiento alcanzo una tasa de 1206 BN/D de petróleo, 1370 PCN/ BN de RGP y 8% de AyS, manteniéndose alrededor de esta tasa a lo largo de la vida productiva de este yacimiento. EL yacimiento C-3 AREA LRF- 0060, actualmente es drenado por los pozos LRF- 0101, LRF- 0106, LRF-0108, a una tasa promedio de 4567.68 BN/D de petróleo, 527 PCN/BN de RGP y 10% de AyS.

El yacimiento presenta acumulados de 5.135 MMBN de petróleo, 1,863 MMBN de agua y 3590,7 MMPCN de gas.

los pozos completados en el yacimiento C-3 AREA LRF-0060.

POZO LRF-0049.

Este pozo fue perforado como pozo exploratorio de nuevos yacimientos fue completado en el yacimiento C-3 como productor doble selectivo con equipos para levantamiento artificial por gas en los intervalos (11746´-11780´) zona II de sarta larga y corta, (12028´-12050´) y (12070´ -12080´) zona III de sarta larga, inicialmente se abrió zona III de sarta larga mediante levantamiento artificial por gas, mostrando una tasa de producción de 331 BN/D de petróleo, 518 PCN/BN de RGP y 6% de AyS, es abierto el yacimiento C-3 por sarta corta y cerrado por la sarta larga produciendo 155BN/D de petróleo, 627 PCN/BN de RGP y 50% de AyS, para octubre de ese mismo año el pozo no fluía por sarta corta, se reactivó con gas y produjo con alto corte de agua hasta que se abrió el yacimiento B-INFERIOR , por lo que el yacimiento C-3 quedo en estado EHN, hasta que se abandonó este yacimiento.

El pozo acumulo