| Revista: | Ingeniería petrolera |
| Base de datos: | PERIÓDICA |
| Número de sistema: | 000397343 |
| ISSN: | 0185-3899 |
| Autores: | Paredes Enciso, Jorge Enrique1 Pérez Herrera, Rafael1 Perera Pérez, Luis Manuel1 Larez Campos, Carlos Javier2 |
| Instituciones: | 1Petróleos Mexicanos, Exploración y Producción, México, Distrito Federal. México 2Schlumberger, México, Distrito Federal. México |
| Año: | 2015 |
| Periodo: | Jun |
| Volumen: | 55 |
| Número: | 6 |
| Paginación: | 356-369 |
| País: | México |
| Idioma: | Español |
| Tipo de documento: | Artículo |
| Enfoque: | Aplicado, descriptivo |
| Resumen en español | Un parámetro clave cuando un yacimiento de hidrocarburos es descubierto, es conocer el tipo de fluido presente, así como sus principales características fisicoquímicas. En la mayoría de los casos, disponer de una análisis PVT, de donde se puedan obtener estos parámetros, puede llevar varios meses, con lo que se limita el enfoque de los estudios del yacimiento que se puedan realizar en este periodo. El único parámetro que se puede medir casi de inmediato después que el pozo es terminado, son las mediciones convencionales de producción. En algunos casos se puede incluso disponer de estos valores antes de terminar el pozo utilizando pruebas o equipos de medición denominados DST (Drill Stem Test, siglas en inglés), durante parte de la etapa de perforación. Es importante obtener valores preliminares de propiedades tales como: porcentaje molar de heptanos y más pesados (%mol C7+), peso molecular del fluido original (MW), máxima condensación retrograda (MCR), factor de compresibilidad del gas Z (Factor-Z) a la presión de rocío (Pd) y la presión de rocío para los yacimientos de gas condensado. La mayoría de estas propiedades son de suma importancia en la explotación de los yacimientos de gas condensado; su disponibilidad temprana permitirá efectuar estudios de yacimientos que garantice una explotación eficiente y maximicen la recuperación final de los líquidos presentes en el mismo. Las condiciones operaciones dificultan disponer de análisis PVT al inicio de la producción de los yacimientos y es en estos casos donde las correlaciones PVT funcionan como herramientas importantes para los cálculos convencionales de desempeño de los yacimientos. Este trabajo propone una serie de correlaciones, obtenidas del estudio de varios análisis PVT de yacimientos principalmente de México y otras regiones de Latinoamérica, para estimar %mol C7+, MW, MCR, Factor-Z y Pd; partiendo de la mediciones de la relación gas condensado (RGC) en campo durante |
| Resumen en inglés | When a hydrocarbon reservoir is discovered it is important to know the type of fluids that are present as well as their main physicochemical characteristics, this is normally obtained by performing a PVT analysis to a representative fluid sample of the reservoir. In most cases, having a PVT analysis can take several months, which limits the number and type of reservoir studies that can be carried out during this period. The only parameters that can be measured almost immediately after a well is completed, are conventional production measurements. In some cases this production measurement can be obtained before completing the well by using special testing or measuring equipment such as a DST (Drill Stem Test, acronym in English). It is important to obtain preliminary values of properties such as: molar percentage of heptane and heavier components (% mole of C7+), molecular weight of the original fluid (MW), maximum retrograde condensation (MRC) and dew point pressure (Pd). Most of these properties are very important for exploitation of gas condensate reservoir and their early early availability will allow engineers to carry out reservoir studies that will ensure an efficient exploitation and maximize the final recovery of the liquids present in the reservoir. This work proposes a series of correlations, obtained from analyses of several PVT studies collected mainly from reservoirs of Mexico and other regions of Latin America. These correlations can be used to estimate reservoir properties for gas condensate such as: % mole of C7+, MW, MRC, Pd and Z-factor at Pd. The only parameter needed to use these correlations is the value of the gas condensate ratio (GCR) of the fluid during the early stage of production. These empirical equations should be valid for any gas condensate reservoir; although a range of usability is proposed for a better performance of the correlations |
| Disciplinas: | Ingeniería |
| Palabras clave: | Ingeniería petrolera, Yacimientos petrolíferos, Análisis PVT, Presión de fluidos, Exploración petrolera, Yacimientos de gas |
| Keyword: | Engineering, Petroleum engineering, Oil fields, PVT analysis, Fluid pressure, Oil exploration, Gas fields |
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