Yacimientos de Gas Condensado

Cuando se inicia la producción de un pozo, en el caso de un fluido de yacimiento en su punto de burbujeo, a medida que la presión disminuye debido a la producción, el gas liberado del petróleo no fluye al pozo, sino que se acumula hasta alcanzar la saturación crítica del gas. Para presiones diferenciales moderadas y saturaciones promedias de gas en el área de drenaje menores que la saturación crítica de gas, el gas puede moverse más rápidamente que el petróleo en la vecindad del pozo (liberación diferencial), mientras que el resto del área, el gas liberado permanece en contacto con el petróleo (liberación instantánea). En estas condiciones, como el volumen alrededor del pozo donde ocurre liberación diferencias es sólo una pequeña parte del área total de drenaje, los datos de liberación instantánea representan mejor el proceso de liberación en el yacimiento. Por lo tanto, los daos de liberación instantánea deberían aplicarse al yacimiento cuando exista una disminución de la presión mode...

Los principales métodos de resolución de la ecuación de balance de materiales son métodos gráficos que permiten calcular las variables desconocidas : m las cual es la relación entre el volumen inicial de gas en la capa de gas y el volumen inicial de petróleo mas gas disuelto en la zona de petróleo (parámetro adimensional); y N volumen inicial de petróleo en sitio a condiciones normales [MMSTB]; con base en los datos de producción, PVT, influjo de agua, partiendo de la ecuación lineal de balance de materiales. La ecuación de balance de materiales en su forma general es: F = N [Eo + mEg + (1 + m)Efw] +We F = NEt +We En la cual es lado izquierdo representa el vaciamiento mientras que del lado se encuentran la expansión de la zona de petróleo y gas libre más la expansión de la roca y agua connata más el influjo de agua. Como métodos de resolución de la EBM tenemos: - Método F vs. Et. - Método de la capa de gas (F/Eo vs. Eg/Eo) - Método del acuífero (F/Et vs. We/Et) Método F vs. Et. En est...