Empleo de Balance de Materiales para yacimientos de Gas Condensado Retrogrado
Reserva inicial = 79,28*106 * 0,804 = 63,74 MMM PCS
Como 12,05 MMM PCS ya habían sido recuperados, la reserva a 2500 lpca es
Reserva a 2500 lpca = 63,74 – 12,05 = 51,69 MMM PCS
La precisión de estos cálculos depende, de lo representativa que sean las muestras del fluido y del grado en que las pruebas de laboratorio representen el comportamiento volumétrico. Generalmente se presentan distintos gradientes de presión a través del yacimiento indicando que las diferentes partes del mismo se encuentran en diferentes etapas de agotamiento. Esto se debe a mayor drenaje en algunas partes, a bajas reservas en otras, o a ambos factores. A su vez, las reservas varían directamente con la porosidad y espesor neto del producto. Como resultado, las razones gas-petróleo de los pozos diferirán y la composición de la producción total del yacimiento a cualquier presión promedia existente no será exactamente igual a la obtenida en el recipiente o celda de prueba a la misma presión.
Aunque la historia de producción de gas húmedo de un yacimiento volumétrico sigue más o menos muy de cerca las pruebas de laboratorio, la división de la producción entre líquido y gas seco no las sigue con tanta precisión. Como se explico en el párrafo anterior, esto se debe a las diferencias en depleción en las diferentes partes del yacimiento. También se debe a las diferencias entre las recuperaciones del líquido calculadas en las pruebas de laboratorio y la verdadera eficiencia de los separadores en el campo para recuperar liquido del fluido del yacimiento.
Las observaciones anteriores se aplican solo a yacimientos volumétricos monofásicos de condensado de gas. Por desgracia, la mayoría de los yacimientos de condensado retrogrado de gas descubiertos, se encuentran inicialmente a sus presiones de punto de rocío y no por encima de esta presión. Esto indica la presencia de una zona de petróleo en contacto con la capa de condensado de gas. La zona de petróleo puede ser insignificante o muy pequeña, proporcional al tamaño de la capa de gas o mucho mayor. La precisión de los cálculos basados en el estudio de los fluidos monofásico serán afectados por la presencia de una pequeña zona de petróleo, y es mucho mayor su eficiencia a medida que aumenta su tamaño de la zona de petróleo. Cuando dicha zona es de un tamaño comparable al de la capa de gas, las dos deben tratarse juntas como un yacimiento de dos fases.
Muchos yacimientos de condensado de gas producen bajo un empuje hidrostático parcial o total. Cuando la presión del yacimiento se estabiliza o deja de disminuir, como ocurre en muchos yacimientos, la recuperación será función del valor de la presión de estabilización y de la eficiencia con la que el agua invasora desplaza la fase gaseosa de la roca. La recuperación de liquido será menor mientras mayor sea la condensación retrograda, ya que el liquido retrogrado generalmente es inmóvil y generalmente queda atrapado junto con gas detrás del frente de invasión de agua.
Estas ecuaciones pueden emplearse para hallar, tanto la intrusión de agua We como el gas inicial en el yacimiento Gp o su equivalente Vi, de donde G puede calcularse. Ambas ecuaciones contienen el factor de desviación del gas, z, a la presión menor, al cual está incluido en el factor volumétrico del gas, B., en la Ec. (2). Ya que este factor de desviación se aplica al fluido de condensado de gas restante del yacimiento, cuando la presión está por debajo de la presión del punto de rocío, en yacimientos de condensado retrogrado corresponde al factor de desviación del gas de dos fases. El volumen real en la Ecuación incluye el volumen de las fases liquidas y gaseosas, y el volumen ideal se calcula a partir de los moles totales de gas y liquido, suponiendo un comportamiento de gas perfecto. En comportamiento volumétrico, tal factor de desviación de dos fases puede obtenerse con los datos de laboratorio por ejemplo, la producción cumulativa de gas húmedo hasta 2000 lpca es 485,3 PCS/ac-p a partir de un contenido inicial de 1580,0 PCS/ac-p. si suponemos volumen inicial disponible para hidrocarburos es 7623 p3 ac-p, el factor volumétrico total o bifásico para el fluido que queda en el yacimiento a 2000 lpca y 195 F, calculados a partir de la ley de los gases, es
La tabla2.6 presenta los factores de desviación del gas para un estado de dos fases del fluido que queda en el yacimiento, a partir de la presión de 2960 lpca hasta 500 lpca, estos datos no se aplican rigurosamente cuando se presentan una intrusión de agua, porque están basados en el comportamiento del recipiente o celda de prueba, donde se mantiene equilibrio de vapor entre el gas y el liquido remanentes en el recipiente; mientras que en el yacimiento parte del gas y del liquido remanentes son atrapados por el agua invasora, impidiendo en esta forma entrar en equilibrio con los hidrocarburos en el resto del yacimiento. Los factores de desviación de la col. (4), tabla 2.6, pueden usarse en yacimientos volumétricos, y, con menos precisión, en yacimientos de empuje hidrostático.
En caso de no haber obtenido datos de laboratorio, los factores de desviación del gas inicial del yacimiento pueden usarse como valores aproximados para el fluido remanente en el yacimiento. Es aconsejable medir estos factores en el laboratorio, pero puede estimarse usando las correlaciones seudorreducidas si se conoce el peso o gravedad especifica inicial del gas o composición del fluido producido del pozo.Fuente: Ingenieria aplicada de Yacimientos Petroliferos - B.C Craft y M.F.Hawkins Jr
