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Título : Estudio de productividad de los pozos de gas y condensado, yacimiento San Martin-FM. Agua caliente
Autor : Priale Peñaflor, Mercedes Ines
Izquierdo Carbajal, Aldo Abel
Palabras clave : Pozos de gas;Produccion de gas;Estudio de productividad
Fecha de publicación : 1992
Editorial : Universidad Nacional de Ingeniería. Programa Cybertesis PERÚ
Resumen : El presente estudio de productividad de los pozos de gas y condensado del yacimiento San Martín en la formación Agua Caliente. Con el objeto de pronosticar el comportamiento productivo de pozos de desarrollo en esta área. El estudio permite definir los niveles de perforación y criterios de completación para estos pozos a fin que el esquema de explotación a implementarse sea el más conveniente. Para simular el comportamiento productivo de un pozo de desarrollo en el yacimiento San Martin – Formación Agua caliente, se hizo uso del simulador bidimensional FIRST (Fylly Implicit Reservoir Simulation Technique), desarrollado por la Cía. Scientific Software Corporation. El estudio comprende 2 etapas: • Recolección de datos y procesamiento de la información. • Simulación numérica del reservorio Agua caliente. En la primera etapa, se revisaron los estudios geológicos, análisis PVT y registros de pozo, realizados por las Cías. Shell, Petroperú y Scientific Software Intercomp (SSI): asimismo, se volvió a analizar la prueba de producción efectuada en el pozo San Martín-1X, obteniéndose asi una caracterización del reservorio Agua caliente. Posteriormente se construyeron los modelos radial y de sección transversal para simular el comportamiento del reservorio Agua caliente, verificando la validez de estos modelos mediante el respectivo ajuste de historia con la prueba de producción.} Luego de conseguir un razonable ajuste de historia, se procedió a efectuar las predicciones; asi se estimó que el potencial absoluto de flujo a hueco abierto (AOFP) para un pozo de desarrollo similar al 1X está dentro del rango de 47 a 428 MMscfd, dependiendo del porcentaje de espesor total abierto a producción. Del estudio de conificación de agua llevado a cabo con el modelo radial en un pozo que atraviese el contacto gas-agua y que se encuentra el 60 % del espesor total saturado con gas; podemos afirmar que no existirá producción de agua por conificación al abrir el 35% superior de espesor total (62% de la zona saturada con gas y producir a 20 MMscfd durante los cinco (5) primeros años de vida productiva. En caso de abrirse el 55 % superior del espesor total (94% de la zona saturada con gas) se presentaran problemas de conificación de agua antes del quinto año. Mediante el modelo de sección transversal se evaluó el comportamiento productivo de pozos ubicados en diferentes posiciones estructurales con respecto al contacto gas-agua y bajo la influencia de diferentes volúmenes de acuífero y esquemas de producción (con y sin ciclaje de gas) Un pozo que no atraviese el contacto gas-agua y que encuentre completa la formación Agua caliente (280°), podra producir a través de todo el espesor productivo y con un adecuado diseño de completacion hasta 60 MMscfd, es decir, al 15% de su potencial absoluto de flujo a hueco abierto (AOFP) Con estas características, el pozo no presentara problemas de digitación de agua durante los primeros nueve (9) años de vida productiva si se emplea ciclaje de gas, minimizándose la formación de condensado en el reservorio. Sin ciclaje de gas, deberá tenerse en cuenta la fuerte caída de presión en el reservorio que se genera para el mecanismo de depletación natural. Un pozo que atraviese el contacto gas-agua encontrando el 60% del espesor total saturado con gas, podría producir 20 MMscfd sin ciclaje de gas, abriendo solo el 35 % superior del espesor total (62% de la zona saturada con gas) lográndose de esta forma no tener problemas de digitación de agua hasta aproximadamente el tercer año de producción, en que deberá efectuarse un reacondicionamiento. En el caso de producir con ciclaje de gas, no se presentaran problemas de este tipo por lo menos los primeros cinco (5) años de vida productiva. A lo largo de este estudio, se ha hecho evidente que el mantenimiento de presión en el reservorio es independiente del volumen del acuífero, dependiendo solamente de la transmisibilidad del acuífero hacia el reservorio. Asimismo, se confirma que el aumento del volumen del acuífero disminuye la recuperación final del gas. Entre las conclusiones más importantes se puede mencionar que el esquema de producción con ciclaje de gas retarda el avance del agua en el reservorio y favorece el mantenimiento de presión por lo que resulta la mejor alternativa de producción.
URI : http://cybertesis.uni.edu.pe/handle/uni/2479
Derechos: info:eu-repo/semantics/openAccess
Aparece en las colecciones: Ingeniería de Petróleo

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