Raiza Isabel Caraballo Hernandez Ing. de Yacimientos/ Simulacion Numerica

Especialista en Gerencia de Proyectos de I&D Firma Profesional: Servicios Petroleros Raiza Caraballo

Consultora Independiente

• Introducción día 1

• Tópicos Básicos de Ingeniería de Gas día 1

• Yacimientos de Gas Condensado día 2

• Bloque o Banco de Condensado día 2

• Reconocimiento de un Yacimiento de GC día 3

• Gerencia de Yacimientos de GC día 3

• Avances en el Estudio de Gas Condensado día 3

CONTENIDO

• Alcance: El Curso Abarca los Aspectos Fundamentales de la Ingeniería de Yacimientos de Gas con enfoque especial en Yacimientos de Gas Condensado • Dirigido a: Ingenieros de Petróleo, Profesionales de Geociencias y otras Disciplinas a fines a la Ingeniería de Petróleo • Metodología: Exposición Interactiva para Despertar el Interés del Grupo, Promover la Sinergia entre los Participación, Aclarar Dudas, Profundizar el Conocimiento y Estimular el Razonamiento mediante el Desarrollo de Ejercicios y casos reales

DINAMICA DEL CURSO

MI INTRODUCCION AL TEMA

• Yacimientos de Gas Condensado

• Condensación retrograda

• Variaciones fisicoquímicas

• Flujo bifásico

• Optimización del desarrollo del campo

H C HC

HIDROCARBURO

ALCANOS C C

ALQUENOS C C

ALQUINOS C C

BENCENO

TOLUENO

ETILBENCENO

ALIFATICOS

AROMATICOS

HIDROCARBURO

C

H

H

H

H

CnH2n+2

ALCANOS

ALCANOS

LOS ALCANOS SON NO REACTIVOS, LOS ENLACES SIMPLES

C-C / C-H SON MUY ESTABLES POR LO CUAL SOLO PUEDE SER

DISOCIADO POR UN REACTANTE MUY FUERTE A TEMPERATURA

NORMAL

ALCANOS – SERIES HOMOLOGAS

ESTADO NATURAL DE LOS

ALCANOS

ALCANOS - ENLACES

ENLACES TIPO CADENA ENLACE TIPO RAMA

N-BUTANO ISO-BUTANO

PM

ALCANOS - PROPIEDADES

• A MAYOR NUMERO DE CARBONOS MAYOR DIVERSIDAD DE FORMAS ESTRUCTURALES CON EL MISMO N, PUEDIENDO TENER MUCHOS ISOMEROS

• A MAYOR NUMERO DE CARBONOS MAYOR PESO MOLECULAR Y MENOR VOLATILIDAD

• A MAYOR PESO MOLECULAR MAYOR PUNTO DE EBULLICION Y MAYOR GRAVEDAD ESPECIFICA

COMPOSICIONES TIPICAS DE

HC EN EL YACIMIENTO

COMPONENTE GAS SECO

GAS HUMEDO

GAS CONDENSADO

PETROLEO VOLATIL

PETROLEO NEGRO

C1 96 90 75 60 48.83

C2 2.0 3.0 7.0 8.0 2.75

C3 1.0 2.0 4.5 4.0 1.93

iC4 – nC4 0.5 2.0 3.0 4.0 1.60

iC5 – nC5 0.5 1.0 2.0 3.0 1.15

C6 0.5 2.5 4.0 1.59

C7+ 1.5 6.0 17.0 42.15

PROPIEDADES DISTINTIVAS DE

LOS YACIMIENTOS

TIPO DE

YACIMIENTO COMPOSICION RGP(SCF/STB) COLOR API

PETROLEO 50%C1, 40%C7 <1750 NEGRO <45

GAS SECO 95%C1 >100000 INCOLORO --

GAS HUMEDO 90%C1 >15000 INCOLORO <70

GAS CONDENSADO

75%C1 >3200 AMARILLO >40

Tres tipos de Yacimientos de

Gas

• Yacimiento de Gas Seco: es aquel que contiene principalmente metano (C1>90%) con pequeñas cantidades de C5 y componentes mas pesados (C5+<1%)

• Yacimiento de Gas Húmedo: tiene un mayor contenido de componentes intermedios y pesados que los gases secos. El termino “humedo” proviene de que a las condiciones de separación en superficie la mezcla cae en la región de dos fases generando RGL>15000 SCF/STB

• Yacimiento de Gas Condensado: contiene C1>60% y C7+<12%. En fase gaseosa con dos componentes, gas y liquido. El liquido se encuentra vaporizado en el gas y presenta condensación retrograda isotérmica en un rango de temperatura y presiones normales de yacimiento. La RGL>3200 SCF/STB y gc=40-60 API

TIPO DE YACIMIENTO DE

ACUERDO AL TIPO DE HC

TOPICOS BASICOS

• GAS NATURAL • GAS IDEAL

– LEY DE BOYLE, LEY DE CHARLES – ECUACION DE ESTADO DE GASES IDEALES – LEY DE AVOGADRO – CONSTANTE UNIVERSAL DE LOS GASES “R” – LEY DE DALTON DE LAS PRESIONES PARCIALES – EJERCICIOS

• GAS REAL

– FACTOR Z – LEY DE VAN DER WALLS, LEY DE KAY – ECUACION DE ESTADO DE GASES REALES – CORRELACION DE STANDING - KATZ – PROPIEDADES DE GASES REALES – FRACCION PLUS

GAS NATURAL

• Metano (CH4) fracción mas liviana

• Gas natural Licuado (GNL) en ingles LNG

• Gas licuado del petróleo (GLP)

• Líquidos del gas natural (LGN)

GAS NATURAL

COMPOSICION DE GAS

NATURAL

*Tomado de: “Natural Gas Engineering Hand Book” Guo. B, Ghalambor. A.

GAS ASOCIADO

• Es el gas que se encuentra en el yacimiento junto con el petróleo

• Puede estar disuelto en el petróleo o formando una capa de gas libre

GASES IDEALES

• Volumen de las moléculas es despreciable en relación al volumen del gas

• Fuerzas de atracción o repulsión entre las moléculas también es despreciable

• Colisión molecular es elástica, es decir, no ocurre perdida de energía por choke intermolecular

Ley de Boyle (1660):

Sus observaciones probaron que para una masa

fija de gas a una temperatura fija, el producto

de la presión por el volumen es una constante

V1xP1 = V2xP2 V2= V1xP1/P2

PV = C

Sus observaciones probaron que para una masa

de gas a presión constante, el volumen varia

linealmente con la temperatura.

V = cT

Ley de Charles (1787):

P x V1 = C x T1 P x V2=C x T2

Boyle & Charles

C

C

V= (V1xP1)/P2

V=(V2xT1)/T2

M, T1, P1, V1 M, T1, P2, V

M, T1, P2, V M, T2, P2, V2

V1xP1 = VxP2

V/T1=V2/T2

eos de Gases Ideales

Para una misma masa de gas P x V / T = constante

Ley de Avogadro

El peso molecular de un gas ideal ocupa el

mismo volumen del peso molecular de otro gas ideal a

las mismas condiciones de P y T

R es la constante universal de los gases

CONSTANTE UNIVERSAL “R”

n T P V R

mol-gr K atm lt 0,08205

mol-lb R lpc p3 10,732

eos de Gases Ideales

LAS ECUACIONE S DE ESTADO SE DEBEN TRABAJAR EN CONDICIONES ABSOLUTAS DE PRESION Y TEMPERATURA

CONSTANTE UNIVERSAL “R”

PARTIENDO DE DOS GASES IDEALES

Ra = Rb

PROPIEDADES DE LOS

GASES IDEALES

CONSTAN TE UNIVERSAL “R”

Densidad del Gas

Gravedad Especifica del Gas

Ley de Dalton DE LAS Presiones Parciales

MEZCLA DE GASES CON PRESION TOTAL P

POR LA EOS DE GASES IDEALES, HACIENDO Pi/P

EJERCICIO # 1

• Considerando comportamiento de gas ideal, estime la masa del C2H6 contenido en un cilindro de 2,45 litros a una presión de 4 atm y una temperatura de 22ºC

GASES REALES (Factor Z)

• La Ecuación de Estado de los gases ideales predice el comportamiento de los gases pero se desvía de las mediciones experimentales

• La Ecuación de Estado de los gases reales se corrige multiplicando por el factor de compresibilidad del gas o factor de desviación “Z “

• El Facto Z es una medida de la desviacion del gas del comportamiento ideal

FACTOR DE COMPRESIBILIDAD

0 1000 2000 3000 4000 5000 presión (lpca)

1.0 0.95 0.85 0.75

Z

ECUACION DE ESTADO PARA

GASES REALES

FACTOR Z – COMPORTAMIENTO

DEL GAS

A BAJAS PRESIONES

C

H

H

H

H

TEMPERATURA CONSTANTE

PRESION

FAC

TO

R Z

1.0

0.0 BAJA P ALTA P

FACTOR Z – COMPORTAMIENTO

DEL GAS

A ALTAS PRESIONES TEMPERATURA CONSTANTE

C

H

H

H

H

PRESION

FAC

TO

R Z

1.0

0.0 BAJA P ALTA P

Factor Z en Componentes Puros

• El factor de compresibilidad

(Z) de diferentes

componentes puros varia en

un amplio rango a presiones

elevadas

Factor de compresibilidad de Metano, Etano y Propano

Tomado de “Volumetric and Phase Behavoir of Hydrocarbon System,” M.B. Standing

VAN DER WALLS EOS (1873)

Adapto la ecuación de estado de los gases para

ser capaz de representar la transición de vapor a

liquido

a: fuerzas de atracción molecular

b: volumen finito de las moléculas

VAN DER WALLS EOS (mod)

• Redlich-Kwong (RK EoS, 1948) “a=f(T)”

• Soave Peng-Robinson (SPR, 1972)

• Peng Robinson (PR EoS, ?) “Z”

LEY DE LOS ESTADOS CORRESPONDIENTES PARA GASES PUROS, Van Der Walls, 1873

SOLO UNIDADES ABSOLUTAS, TEMPERATURA, R o K, PRESION, LPCA

Diagrama de Fases para una

Sustancia Pura • C : Punto Critico

• T : Punto Triple

• Pc : Presión Critica

• Tc : Temperatura Critica

Cambios de Fases

Sublimación: Solido – Gas

Fusión: Solido – Liquido

Congelación: Liquido – Solido

Condensación: Liquido – Gas

Vaporización: Gas- Liquido

solido liquido

gas

pre

sió

n

temperatura

T

C

tc

pc

W.Gibbs (1876) Regla de Fases

C + 2 – P = F

Donde:

C=numero de componentes

P=numero de fases

F=numero de variables (grados de libertad)

F=P + T + Composicion

solido liquido

gas

pre

sió

n

temperatura

T

C

tc

pc

W.Gibbs (1876) Ejemplo

C + 2 – P = F • Mezcla de dos componentes en la región G-L C= 2 P = 2

• Sustancia pura en el punto T C = 1 P = 3

Aplique la regla de Gibbs

• Gas natural con 3 componentes en la región de G-L

C = 3

P = 2

• Gas natural con 7 componentes en la región G-L

C = 7

P = 2

Factor Z como funcion de Tr y Pr

• El grafico valida la Teoría de

VanDer Walls: “Todos los gases

exhiben el mismo

comportamiento cuando se

expresan en términos de su su

presión reducida, temperatura

reducida y volumen reducido.”

LEY DE LOS ESTADOS CORRESPONDIENTES PARA MEZCLAS, W.B.KAY, 1936

Método Grafico Standing-Katz

para calculo de Z

1. Se calcula Psc y Tsc

para la mezcla

2. Se calcula Psr y Tsr a

partir de 1

3. Se localiza el valor

de Z

PROPIEDADES DE LOS GASES

REALES

Densidad

Masa por unidad de volumen No depende de la masa

Reportadas a las condiciones P y T Su inverso es el volumen especifico

del gas

Factor Volumétrico del Gas

Se define como la relación entre

el volumen del gas a condiciones de yacimiento al

volumen del gas en condiciones normales

Compresibilidad

Ecuación de Compresibilidad De la Ecuación de Estado

Cambio en volumen que experimenta una sustancia durante

un cambio de presión mientras la temperatura

se mantiene constante

Viscosidad del Gas

• Viscosidad Dinámica

• Viscosidad Cinemática

La viscosidad del gas es una

medida de la resistencia al

flujo dentro del medio poroso

Depende de P, T y la composición del fluido

La viscosidad se estima comúnmente a través de

monogramas y correlaciones

Correlaciones

Ejercicio # 2

• Calcule la densidad de la mezcla de hidrocarburos a 1550 lpca y 65ºF

• Considere la ecuación de los gases reales, la ley de los estados correspondientes y la correlación de Standing para factor Z

HC PM Pc Tc yi Psc Tsc

gr/gr-mol lpca R frac lpca ºR

CH4 16.043 666.4 343.33 0.9264

C2H6 30.07 706.5 549.92 0.0549

C3H8 44.097 616 666.05 0.0187

FRACCION PLUS, Cn +

• En esta fracción de la composición de la mezcla se agrupan los componentes pesados

HC YI

(fraccion) PM

(lbm/lbm-mol) TC

(ºR) PC

(psia)

N2 0,0138 28,013 227,16 493,1

CH4 0,9302 16,043 343,00 666,4

C2H6 0,0329 30,070 549,59 706,5

C3H8 0,0136 44,097 665,73 616,0

C4H10 0,0023 58,123 734,13 527,9

C4H10 0,0037 58,123 765,29 550,6

C5H12 0,0012 72,150 828,77 490,4

C6H14 0,0008 86,177 913,27 436,9

C7+ 0,0005 114,231 - -

FRACCION PLUS, Cn +

• Infinitos tipos de combinaciones de componentes

• Sus propiedades dependen de la composición global de la mezcla

• Imposible determinar las propiedades criticas experimentalmente

• Las propiedades criticas se determinan mediante correlaciones

• Se determina el peso molecular y la gravedad especifica de la mezcla

FRACCION PLUS, Cn +

Tarea 1

• Investigar acerca de la compresibilidad de un

gas y de un liquido, establecer comparaciones

a iguales condiciones de P y T

• Investigar acerca de la Viscosidad Dinámica y

Cinemática, establecer comparaciones.

CONTENIDO

• Diagrama de Fases / Envolvente de Fases

• Gas húmedo, gas seco y gas retrogrado

• Condensación Retrograda

• Banco o bloque de condensado

• Identificacion de un yacimiento de GC

– Analisis PVT

– Produccion

– Welltest

• Gerencia de Yacimientos de GC

• Avances en el estudio de GC

• Una fase es una porción de un sistema con una composición y estructura química definida, que es homogénea, físicamente distinta y mecánicamente separable*.

• Un diagrama de fases es un grafico donde se representan las condiciones de P-V-T de una mezcla de componentes

* Escobar, E. Ingeniería de Yacimientos de Gas, notas de cátedra

DIAGRAMA DE FASES

5

ENVOLVENTE DE FASES

ENVOLVENTE DE FASES

PUNTOS DE LA ENVOLVENTE DE FASES

o PRESION CRITICA

o TEMPERATURA CRITICA

o PRESION CRICONDENTERMICA

o TEMPERATURA CRICONDERBARICA

o LINEA DE PUNTOS DE BURBUJA

o LINEAS DE PUNTOS DE ROCIO

1. A condiciones de yacimiento siempre el fluido existirá como gas

2. Durante el proceso de agotamiento a temperatura constante no se entra en la región bifásica

3. A condiciones de separador siempre se separara liquido del gas

CONFUSION CON GAS CONDENSADO

CONDENSADO? HUMEDO?

GAS HUMEDO

1. A condiciones de yacimiento permanece como gas

2. Durante el proceso de agotamiento permanece como gas

3. A condiciones de separador permanece como gas

ESTA COMPUESTO PRINCIPALMENTE DE METANO (CH4)

GAS SECO “A SECAS”

Línea 1 - 2- 3 -4

• Punto 1: 100% gas en el yacimiento

• Punto 2: El gas exhibe un punto de roció

• Punto 3: Aumenta el porcentaje de liquido a 10%

• Punto 4: Se produce revaporizacion del liquido (se ha observado en laboratorio)

1

2

4

3

GAS CONDENSADO

CONDENSACION RETROGRADA

La condensación retrograda es un termino que se

utiliza para describir el comportamiento

anómalo de una mezcla de gases que genera

líquidos por la disminución isotérmica de la

presión

CONDENSACION RETROGRADA

• A condiciones iníciales de P y T la mezcla se encuentra en fase gaseosa o en el punto de rocio

• La temperatura del yacimiento se encuentra entre la critica y la cricondentermica

• La condensación retrograda isotérmica ocurre en rangos de: 200-400ºF de Temperatura y 3000-8000 lpc de Presión

FORMACION DEL CONDENSADO

En el Yacimiento

• El fluido originalmente monofásico cae por debajo de Pr separándose las fases (gas y condensado).

• Fluyen simultáneamente gas y condensado aguas arriba

• La caída de presión cerca del pozo provocan la condensación de mas liquido aumentando la permeabilidad relativa al petróleo y la consecuente reducción de la permeabilidad relativa al gas cerca del pozo

• Como consecuencia de este proceso se origina el banco de condensado que no es mas que la acumulación de líquidos en el fondo del pozo que no podrán ser revaporizados ni producidos y que restringen el flujo

Representación esquemática de la formación del Banco de Condensado*

*Tomado del Articulo: Revision de Yacimientos de Gas Condensado. Schlumberger, 2006

VOLUMEN DE CONDENSADO

*Tomado del Articulo: Revisión de Yacimientos de Gas Condensado. Schlumberger, 2006

MENOS DE 100 BBL

POR MILLON DE PIES

CUBICOS

MAS DE 150 BBL

POR MILLON DE PIES

CUBICOS

POR DEBAJO DE LA PRESION

DE ROCIO

LEJOS DEL PRODUCTOR

• PRIMERAS GOTAS DE ROCIO DE CONDENSADO SON INMOVILES DEBIDO A LA MOVILIDAD LA CUAL ES POCO SIGNIFICATIVA LEJOS DEL POZO

• ESTE CONDENSADO NORMALMENTE NO SE PRODUCE PERO PODRIA REVAPORIZARSE

CERCA DEL PRODUCTOR

• CUANDO LA PRESION DE FONDO DE POZO CAE POR DEBAJO DE LA PRESION DE ROCIO SE FORMA UN SUMIDERO EN LA VECINDAD AL POZO

• EL GAS QUE ENTRA AL SUMIDERO SIGUE CONDENSANDO LIQUIDO

• A UN TIEMPO SE ACUMULA LIQUIDO CON SATURACION MAYOR A LA CRITICA (MOVIL)

BANCO DE CONDENSADO

DONDE SE PRODUCE EL CONDENSADO?

• EN EL YACIMIENTO

• EN EL FONDO DEL POZO

DONDE VA A PARAR EL CONDENSADO?

• A SUPERFICIE

• RETORNA AL FONDO DEL POZO

DONDE OCURRE EL BLOQUEO?

A NIVEL DE LAS PERFORACIONES

FUERZAS EN LA ZONA DEL BANCO

DE CONDENSADO

• EL GAS FLUYE A ALTA VELOCIDAD PRESENTANDOSE ALTAS FUERZAS VISCOSAS

• A VELOCIDADES MAS ALTAS LA PERMEABILIDAD RELATIVA AL GAS SE VE REDUCIDA DEBIDO AL EFECTO DE FORCHEHIMER

• EL NUMERO CAPILAR ES ALTO, FUERZAS VISCOSAS PREDOMINAN SOBRE LAS FUERZAS CAPILARES

• LAS FUERZAS CAPILARES AYUDAN A CREAR CANALES DE FLUJO PARA EL CONDENSADO RESTRINGIENDOSE LOS CANALES PARA EL GAS

*Ilustración Tomado del Articulo: Revisión de Yacimientos de Gas Condensado. Schlumberger, 2006

REGIONES DE FLUJO EN

YACIMIENTOS DE GC

1

Zona 1 Zona 2

Zona 3 Procio

Pyac

Pre

sió

n

BHP

Distancia al Pozo

Condensado inmóvil

Condensado móvil

IDENTIFICACION DE UN

YACIMIENTO DE GC

RANGOS DE EXISTENCIA DE

LOS YACIMIENTOS DE GC

ALTAS PROFUNDIDADES

ALTAS TEMPERATURAS

(200 A 400F)

ALTAS PRESIONES

(3000 A 8000 LPCA)

GAS CON UNA COMPOSICION

MUY RICA

LIBERACION INSTANTANEA EN

GAS CONDENSADO

• Busca determinar el comportamiento volumétrico del sistema a condiciones de superficie, de tubería y de yacimiento

• El sistema se mantiene a composición constante durante la prueba

• Se emplean muestras de gas y liquido recombinadas en superficie bajo la relación gas-liquido de producción

• Exhiben punto de roció cuando la presión decrece a temperatura del yacimiento

• La fracción de heptanos plus es menor a 12,5% molar

• Comportamiento retrogrado ocurre a cond. de yacimiento para gases con menos de 1% de heptanos plus

GAS RETROGRADO EN

LABORATORIO

CARACTERIZACION DEL GAS

CONDENSADO

• Determinar las propiedades del fluido (gas condensado) es especialmente importante en estos yacimientos que exhiben variaciones físico químicas y flujo bifásico

• Conocer con bastante certeza la relación gas condensado es fundamental para estimar el potencial esperado de gas y liquido

• Pwf por encima de Pr

• THP por encima de Pr a lo largo de la tubería

MUESTRA DE FONDO

MUESTREO PARA PVT

RECOMBINADA

MUESTRA RECOMBINADA

MUESTRA DE

LIQUIDO

MUESTRA DE GAS

DE FONDO

FACTORES QUE INFLUYEN EN

EL MUESTREO

ACONDICIONAMIENTO DEL POZO

CALIBRACION DE LOS EQUIPOS

PRESERVACION DE LA MUESTRA A PY T

DE YAC

ESCURRIMENTO DE LIQUIDO HACIA EL

FONDO

POSICIONAMIENTO DEL TOMAMUESTRA

RELACION GAS - LIQUIDO

ES EL NUMERO DE BARRILES DE CONDENSADO LIQUIDO QUE SE PRODUCE POR CADA MIL PIES

CUBICOS DE GAS EN EL YACIMIENTO

LIQUIDO GAS

PARAMETROS DE PRODUCCION EN

YACIMIENTOS DE GC

• La relación gas petróleo inicial alrededor de

3300 pc/bn

• La relación gas petróleo aumenta mientras la

presión cae por debajo de roció

• Gas retrogrado rico no recuperable

• Gravedad API entre 40 y 60

PARAMETROS DE ROCA EN

YACIMIENTOS DE GC YACIMIENTO CON ALTA CAIDA

DE PRESION

• FORMACIONES CON BAJO KH

• ALTO IMPACTO

YACIMIENTO CON BAJA CAIDA DE PRESION

• FORMACIONES CON ALTO KH

• BAJO IMPACTO

IMPACTO EN LA PRODUCTIVIDAD

PRESION < PRESION DE ROCIO

BANCO DE CONDENSADO

REDUCCION DE LA PRODUCTIVIDAD

PRUEBAS DE PRESION

TRANSITORIA

DAÑO (SKIN)

PERMEABILIDAD (k)

rw del bloque de condensado

EVALUAR PRODUCTIVIDAD

DECIDIR ESTIMULAR

Zona Dañada por el Banco de

Condensado

Tomado de: Chaudhri – “Gas Well Testing Handbook”

PRUEBAS DE PRESION

(WELLTEST)

ZONA 1

CONDICION ORIGINAL DEL

YACIMIENTO DE GC

• SATURACION CRITICA DEL CONDENSADO

• CURVAS KR

PRESION

• PERMEABILIDAD

• ESPESOR

• VISCOSIDAD

PRESION

ROCIO

CONTROL DE LA PRODUCTIVIDAD

ESTRATEGIA DE EXPLOTACION

Diseño de una estrategia de Explotación

adecuada al campo que permita el optimo

rendimiento del gas condensado mediante una

mejor y mayor recuperación de sus productos

líquidos en superficie

FLUIDO

ROCA

PRESION

ESTIMULAR EL POZO

>AREA

DE DRENAJE

>P ROCIO

TECNICAS DE PRODUCCION

• RECICLAJE DE GAS: INYECCION DE GAS SECO PARA MANTENER PRESION POR ENCIMA DE ROCIO

• FRACTURAMIENTO HIDRAULICO Y ACIDIFICACION PARA INCREMENTAR EL AREA DE CONTACTO

• POZOS HORIZONTALES E INCLINADOS

• INYECCION CICLICA HUFF & PUFF

• INYECCION DE SURFACTANTES MAS SOLVENTES PARA REMOVER EL BLOQUE

SIMULACION DEL BLOQUE DE

CONDENSADO

EL MODELO NUMERICO INCORPORA LAS

PROPIEDADES DE ROCA Y FLUIDOS DEL

YACIMIENTO PARA ESTIMAR

DINAMICAMENTE LA INFLUENCIA DEL

BLOQUE DE CONDENSADO EN LA

PRODUCTIVIDAD

SIMULACION DEL BLOQUE DE

CONDENSADO

MALLA DE SIMULACION FINA

• REFINAMIENTO LOCAL DEL FFM

• MODELO DE POZO

MODELO DE FLUIDO COMPOSICIONAL

• CON MAS DE DOS COMPONENTES

• CON NUMERO CAPILAR

PSEUDO PRESIONES

• REPRESENTAR REGIONES DE FLUJO

• P = F(Rp,PVT,Kro,Krg)

CASO ESTUDIO EN MAR DEL

NORTE. CHEVRON

• Np=400 pies

• K, 10-15mD

• Φprom= 15%

• Pi=6000 lpc >> Procio (variable en el campo)

• BHP < < Procio

• RGC, 70 – 110 bbl por millon de pie3

• Caída de 80% de productividad en algunos pozos

Estudio del Yacimiento

• Calculo analítico de pseudo presiones para calcular la productividad

• Simulación composicional en un modelo de pozo

• Fracturamiento Hidráulico para mejorar la productividad

Características del Yacimiento

Estrategia de Desarrollo

CASO ESTUDIO EN MAR DEL

NORTE. CHEVRON

IP Simulado del Pozo Perfil Simulado del Pozo

*Tomado del Articulo: Revision de Yacimientos de Gas Condensado. Schlumberger, 2006

ESTUDIO DE YACIMIENTOS DE GAS

CONDENSADO

• Economides et al (1987): Posible existencia de una cuarta región mas cercana al pozo donde las bajas tensiones interfaciales a alta tasa causan reducción de la saturación liquida con la consecuente mejora en la permeabilidad del gas

• Hassard & Handi (1988): Plantean que una saturación de liquido muy baja podría fluir a bajas tensiones interfaciales en un yacimiento de GC

• Li &Firoozabadi: Incremento en la productividad de los pozos por cambio en la mojabilidad preferencial del liquido al gas

• Fevang (1995): La caída de presión bajo burbujeo en las cercanías al pozo origina tres zonas con saturación liquida diferente

CONCLUSION

REFERENCIAS UTILIZADAS EN LA

PREPARACION DE ESTE TALLER

• Amanat U Chaudhry: Gas Well Testing Handbook. Advance TWPSOM Petroleum System Inc. Houston, Texas (2003)

• Barandiaran L:. Reservorios de Gas Condensado -Análisis del Comportamiento. Universidad Nacional de Ingeniería, Lima-Peru (2005)

• Escobar E: Material de Cátedra de Ingeniería de Gas

• Guo. B, Ghalambor. A: Natural Gas Engineering Hand Book. University of Louisiana at Lafayete ,Houston-Texas (2005)

• Li Fan, B Harrys, A.Jamaluddin, R Mott, G Pope, A Chandrygin, C.H Whitson: Understanding Gas-Condensate Reservoirs. Oilfield Review 17. Shclumberger, Oslo, Norway (Winter 2005),

• Reservoir Engineering Handbook. SPE Publications.