CONTENIDO  . 

CAPITULO 1 CARACTERIZACIÓN TERMODINAMICA DE YACIMIENTOS DE HIDROCARBUROS 

1­ INTRODUCCIÓN………………………………………………………………………………………  15 2­FACTORES FÍSICOS QUE CONTROLAN EL COMPORTAMIENTO DE FASES…...……………  15 3­ DIAGRAMA DE PRESIÓN­TEMPERATURA DE MEZCLAS DE HIDROCARBUROS ………….  16 4­ COMPORTAMIENTO RETRÓGRADO DE MEZCLAS DE HIDROCARBUROS ………………....  19 5­ CLASIFICACIÓN DE LOS YACIMIENTOS EN BASE A LOS HIDROCARBUROS QUE CONTIENEN……………………………………………............................................................................  20 

5.1­ Yacimientos de Gas Seco………………………………………………………………………  21 5.2­ Yacimientos de Gas Húmedo…………………………………………………………………..  23 5.3­ Yacimientos de Gas Condensado……………………………………………………………....  24 

5.3.1­ Características……………………………………………………………………….....  24 5.3.2­  Presión de Rocío Retrógrada (Proc)………………………........................................  26 5.3.3­ Condensación y Vaporización………………………………………………………...  28 5.3.4­ Yacimientos de Gas Condensado con Zona de Petróleo ……………………………..  32 

5.4­ Yacimiento de Petróleo Volátil……………………………………………...............................  32 5.5­ Yacimientos de Petróleo Negro………………………………………………………………...  34 

6­ EVOLUCIÓN DE LA RGP Y GRAVEDAD API……………………………………………………..  35 7­ REFERENCIAS……………………………………………………………………...............................  36 

CAPITULO 2 VARIACIÓN DE LA COMPOSICIÓN DE MEZCLAS DE HIDROCARBUROS CON PROFUNDIDAD 

1­ INTRODUCCIÓN……………………………………………………………………………………...  41 2­ CAUSAS DE LA VARIACIÓN COMPOSICIONAL…………………………………………………  41 3­ YACIMIENTOS CON MAYOR TENDENCIA A MOSTRAR VARIACIÓNES COMPOSICIONALES ……………………………………………………………………………………  43 

4­ ALGORÍTMO TERMODINÁMICO DE PREDICCIÓN DE LA BARODIFUSIÓN ………………...  43 5­  VARIACIÓN DE LAS PROPIEDADES DE LAS MEZCLAS DE HIDROCARBUROS CON PROFUNDIDAD……………………………………………………………………………………….....  46 

5.1­ Composición……………………………………………………………………………………  46 5.2­ Relación Gas­Petróleo………………………………………………………………………….  47 5.3­ Presión de Saturación…………………………………………………………………………..  47 

5.3.1­ Presencia de Contacto Gas­ Petróleo………………………………………………  47 5.3.2­ Ausencia de Contacto Definido Gas Petróleo……………………………………..  50 

6­ ELEMPLOS DE CAMPO………………………………………………………………………………  50 6.1­ Yacimientos Del Mar Del Norte……………………………………………………………….  50 6.2­  Campo El Furrial………………………………………………………………………………  51 6.3­ Campo Carito…………………………………………………………………………………..  53 6.4­ Campo Cusiana…………………………………………………………………………………  54 

7­ REFERENCIAS………………………………………………………………………………………...  55 

CAPITULO 3 MUESTREO Y VALIDACIÓN DE PRUEBAS PVT DE GAS CONDENSADO 

1­INTRODUCCIÓN……………………………………………………………………………………….  59 2­ TIPOS DE SEPARACIÓN GAS­LÍQUIDO……………………………………………………………  59 

2.1­ Separación Diferencial…………………………………………………………………………  59 2.1­ Separación Instantánea…………………………………………………………………………  60 

3­ PROCESOS DE SEPARACIÓN GAS­ LIQUIDO EN EL YACIMIENTO Y SUPERFICIE ………..  60 4­ ¿CUÁNDO SE DEBE TOMAR LA MUESTRA?..................................................................................  61 5­ RECOMENDACIONES SOBRE LA ESCOGENCIA DEL POZO DE PRUEBA ..………………….  62 6­ PREPARACIÓN DEL POZO DE PRUEBA PARA EL MUESTREO………………………………...  62 7­ NÚMERO DE MUESTRAS……………………………………………………………………………  64

8­ TIPOS DE MUESTREO………………………………………………………………………………..  65 8.1­ Muestras de Superficie (recombinaciones de separador)………………………………………  65 8.2­ Muestras de Cabezal……………………………………………………………………………  67 8.3­ Muestras de Fondo……………………………………………………………………………...  67 

9­ PRUEBAS DE LABORATORIO ……………………………………………………………...............  67 9.1­ Recombinación…………………………………………………………………………………  68 9.2­ Composición……………………………………………………………………………………  69 9.3­ Prueba CCE (Constant Composition Expansión)………………………………………………  69 9.4­ Prueba CVD (Constant Volume Depletion)……………………………………………………  70 9.5­ Prueba de Separador……………………………………………………………………………  71 9.3­ Resultados de una Prueba PVT………………………...………………………………………  71 

10­ PROCESO SIMULADO POR PRUEBAS PVT DE GAS CONDENSADO…………………………  73 11­ INFORMACIÓN OBTENIBLE DE LAS PRUEBAS PVT…………………………………………..  75 12­ LIMITACIONES DE LAS PRUEBAS DE LABORATORIO………………………………………  75 13­ APLICACIONES……………………………………………………………………………………..  76 14­ VALIDACIÓN DE LAS PRUEBAS PVT……………………………………………………………  77 

14.1­ Representatividad de las Muestras……………………………………………………………  77 14.2­ Consistencia de los Resultados…….…………………………………………………………  78 

14.2.1­ Recombinación Matemática…………………………………………………………  78 14.2.2­ Balance Molar…………….…………………………………………………………  81 14.2.3­ Criterio de Hoffman, Crump y Hoccott…..…………………………………………  85 

15­ REFERENCIAS……………………………………………………………………………………….  88 APENDICE­ RESULTADOS DE UN ANÁLISIS PVT………………………………………………….  91 

CAPITULO 4 PROPIEDADES DEL GAS NATURAL Y DEL GAS CONDENSADO. CORRELACIONES Y ECUACIONES DE ESTADO 

1­INTRODUCCIÓN……………………………………………………………………………………....  101 2­ PROPIEDADES DE LOS COMPONENTES PUROS………………………………………………...  101 3­ PESO MOLECULAR APARENTE……………………………………………………………………  101 

3.1­ En Base a la Composición de la Mezcla……………………………………………………….  101 3.2­ En Base a la Gravedad Específica……..……………………………………………………….  103 

4. GRAVEDAD ESPECÍFICA DEL GAS CONDENSADO……………………………………………..  104 5­ PROPIEDADES SUEDOCRÍTICAS…………………………………………………………………..  108 

5.1­ En Base a la Composición……………………………………………………………………..  108 5.2­ En Base a la Gravedad Específica….…………………………………………………………..  109 

6­ PROPIEDADES DEL SEUDOCOMPONENTE PESADO………………………...............................  110 6.1­ Temperatura y Presión Seudocrítica…………………………………………………………...  110 6.2­ Volumen Molar Seudocrítico……...…………………………………………………………...  112 6.3­ Peso Molecular, Gravedad Específica y Factor Acéntrico…………………………………….  113 6.4­ Correlaciones de Kesler y Lee…….…………………………………………………………...  113 6.5­ Temperatura Normal de Ebullición….………………………………………………………...  114 

7­ CONTENIDO LÍQUIDO DEL GAS…………………………………………………………………...  117 8­ PRESIÓN DE ROCIO RETRÓGRADA……………………………………………………………….  119 

8.1­ Correlación de Nemeth y Kennedy…………………………………………………………….  119 8.2­ Correlación de Marruffo, Maita, Him y Rojas…………………...…………………………….  120 

9­ COMPORTAMIENTO REAL DE LOS GASES………………………………………………………  123 10­ FACTOR DE COMPRESIBILIDAD DEL GAS NATURAL………………………………………..  124 

10.1­ Método Gráfico de Standing y Katz……………………………………………………….....  125 10.2­ Ajuste a las Curvas de Standing y Katz……………………………………………………...  127 

11­ FACTOR DE COMPRESIBILIDAD DEL GAS CONDENSADO A P> Proc ……………………..  133 12­ FACTOR DE COMPRESIBILIDAD BIFÁSICO…………………………………………………….  133 

12.1­ Pruebas de Laboratorio……………………………………………………………………….  134 12.2­ Ecuación de Estado………..………………………………………………………………….  136 12.3­ Correlación…………...……………………………………………………………………….  136

13­ FACTOR VOLUMÉTRICO DEL GAS………………………………………………………………  138 14­ DENSIDAD DE MEZCLAS A ALTA PRESIÓN……………………………………………………  138 

14.1­ Densidad de Mezclas en Fase Gaseosa………………………………………………………  138 14.2­ Densidad de Mezclas en Fase Liquida…….…………………………………………………  140 

14.2.1­ Método de Alani y Kennedy………………………………………………………..  140 14.2.2­ Método de Standing y Katz…………………………...……………………………..  144 

15­ VISCOSIDAD………………………………………………………………………………………...  147 15.1 Factores que afectan la viscosidad de un Gas………………………………………………....  147 15.2­ Factores que afectan la viscosidad de un Gas………………………………………………...  148 15.3­ Determinación de Viscosidades………………………………………………………………  148 

15.3.1­ Método de Lee, González y  Eakin…………………………………………………  148 15.3.2­ Método de Lohrenz, Bray y Clark….………………………………………………  151 

16­ ECUACIONES DE ESTADO………………………………………………………………………..  154 16.1­ Ecuación de Estado de Peng y Robinson (EDE­PR)…………………………………………  155 

16.1.1­ EDE PR de dos Parámetros…………………………………………………………  155 16.1.2­ EDE PR de tres Parámetros………………………………………………………...  161 

16.2­ Coeficiente de Interacción Binaria, δij……………………………………………………….  163 16.3­ Agrupamiento (Grouping) ……………………………………………………………………  167 16.4­ Fraccionamiento (Splitting) del C7+…………………………………………………………  173 16.5­ Calibración de Ecuación de Estado…………………………………………………………..  176 

17­ REFERENCIAS……………………………………………………………………………………….  180 

CAPITULO 5 CÁLCULO DE RESERVAS DE YACIMIENTOS DE GAS SECO 

1­ INTRODUCCIÓN……………………………………………………………………………………...  187 2­ CÁLCULO DEL GOES POR EL MÉTODO VOLUMÉTRICO………………………………………  188 3­ RESERVAS PROBADAS……………………………………………………………………………..  191 

3.1­ Factor de Recobro …………………………………………………………………………….  191 3.2­ Criterios de Abandono de un Yacimiento de Gas……………………………………………..  192 

3.2.1­ Presión de Abandono………………………………………………………………….  192 3.2.2­ Inundación de los Pozos de Gas con Agua……………………………………………  193 

4­ ECUACIÓN DE BALANCE DE MATERIALES (EBM)…………………………………………….  193 4.1­ Ecuación General………………………………………………………………………………  193 4.2 Casos Particulares………………………………………………………………………………  197 

4.2.1­ EBM para Yacimientos Volumétricos………………………………………………..  197 4.2.2­ EBM para Yacimientos con Empuje Hidráulico………………………………………  198 

5­ CÁCULO DE BALANCE DE MATERIALES………………………………………………………..  198 5.1­ Yacimientos Volumétricos…………………………………………………………………….  199 

5.1.1­ Gráfico de P/Z Vs. Gp (Método de Declinación de Presión)………………………..  199 5.1.2­ Procedimiento de Cálculo……………………………………………………………..  200 5.1.3­Extensión Areal de un Yacimiento Volumétrico de Gas……………………………...  201 5.1.4­ Porcentaje de Recobro………………………………………………………………...  202 5.1.5­ Reservas Remanentes………………………………………………………………....  202 5.1.6­ Limitaciones del Método de Declinación de Presión…………………………………  202 

5.2­Yacimientos de Gas con Presiones Anormales…………………………………………………  206 5.3­ Yacimientos de Gas con Empuje Hidráulico…………………………………………………..  209 

5.3.1­ Gráfico de Cole (Cole Plot)…………………………………………………………...  210 5.3.2­ Método de Cálculo de de Intrusión de Agua, We……………………………………..  211 

5.3.2.1­ Método de la EBM……………………………………………………………  211 5.3.2.2­ Método de van Everdingen y Hurst…………………………………………..  212 5.3.2.3­ Método de Acuífero Pote (Pot Aquifer)………………………………………  218 

5.3.3­ EBM como una línea recta. Método de Havlena y Odeh……………………………...  219 5.3.4­ Determinación Simultánea de G y W. Modelo del Acuífero Pote…………………….  221 5.3.5­ Porcentaje de Recobro………………………………………………………………...  226 

5.3.5.1­ Ecuaciones…………………………………………………………………….  226

5.3.5.2­ Saturación Residual de Gas en Zonas Invadidas por Agua…..……………….  229 5.3.5.3­ Estimación de las Condiciones de Abandono de Yacimientos de Gas con Empuje Hidráulico……………………………………………………………………..  231 

5.3.5.4­ Factores que afectan el Recobro de Gas……………………………………....  231 6­ CURVAS DE DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN………………………………………………….  234 

6.1­ Aspectos Prácticos……………………………………………………………………………..  234 6.2­ Clasificación de las Curvas de Declinación……………………………………………………  237 

6.2.1­ Declinación Exponencial……………………………………………………………...  238 6.2.2­ Declinación Hiperbólica….…………………………………………………………...  245 6.2.3­ Declinación Armónica………………………………………………………………...  247 

6.3­ Reconocimiento del Tipo de Declinación en Base a las Curvas Tipo de Fetkovich………….  249 7­ REFERENCIAS………………………………………………………………………………………..  253 

CAPITULO 6 CÁLCULO DE RESERVAS DE YACIMIENTOS DE GAS HUMEDO Y GAS CONDENSADO 

1­ INTRODUCCIÓN……………………………………………………………………………………...  257 2­ CLASIFICACIÓN DE LOS YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO……………………………  257 3­ DETERMINACIÓN DE GCOES, GOES, COES……………………………………………………...  259 

3.1­ Recombinación en Base a la Relación Gas Condensado………………………………………  260 3.2­ Recombinación en Base a la Composición de Fluidos del Separador de Alta Presión……….  264 

4­ USO DE LOS MÉTODOS DE PREDICCIÓN DE YACIMIENTOS DE GAS SECO EN YACIMIENTOSDE GAS HÚMEDO Y CONDENSADO POBRE……………………………………..  267 

5­ CÁLCULO DE RESERVAS…………………………………………………………………………..  273 5.1­ Yacimientos De Gas Condensado Volumétricos………………………………………………  273 

5.1.1­ Método de Declinación de Presión……………………………………………………  273 5.1.2­ Predicción en Base a Datos de Laboratorio……………...……………………………  284 5.1.3­ Correlaciones de Eaton y Jacoby……………………………………………………..  290 

5.2­ Yacimientos de Gas Condensado con Empuje Hidráulico y Condensación Retrógrada………  294 5.2.1­ Método de Declinación de Presión……………………………………………………  294 5.2.2­ Método de Havlena y Odeh…………………………………………………………..  298 

6­ PREDICCIÓN VERSUS COMPORTAMIENTO REAL……………………………………………..  298 7­ YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO CON ZONA DE PETRÓLEO………………………….  304 8­ REFERENCIAS………………………………………………………………………………………...  310 

CAPITULO 7 PROBLEMAS ASOCIADOS A LA EXPLOTACIÓN DE YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO Y SOLUCIONES 

1­ INTRODUCCIÓN……………………………………………………………………………………  315 2­ PROBLEMAS ASOCIADOS A LA EXPLOTACIÓN DE YACIMIETOS  A LA EXPLOTACIÓN DE YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO………………………………………………………..  315 

2.1­ Acumulación de Líquido en los Pozos……………………………………………………….  315 2.2­ Acumulación de Líquido en la Formación…………………………………………………...  318 

2.2.1­ En Zonas Cercanas al Pozo………………………………………………………….  318 2.2.1.1­ Desarrollo del Anillo de Condensado………………………………………  320 2.2.1.2­  Saturación Crítica de Condensado…………………………………………  322 2.2.1.3­ Permeabilidades Relativas en Yacimientos de Gas Condensado…………...  323 

2.2.2­ En todo el Yacimiento……………………………………………………………….  329 2.2.3­ Estimulación de Pozos de Gas Condensado Dañados por Condensación Retrógrada  329 

2.3­ Dispersión de Gas Condensado en Zonas Invadidas por Agua.  331 2.4­ Irrupción prematura del Gas Seco en los Pozos de Producción…………………………….  333 

3­ ESQUEMAS DE EXPLOTACIÓN DE YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO……………..  335 4­ AGOTAMIENTO NATURAL DE LAS RESERVAS………………………………………………  337 

4.1­ Desventajas………………………………………………………………………………….  337 4.2­ Ventajas……………………………………………………………………………………..  339 

5. CICLAJE DE GAS SECO……………………………………………………………………………  340

5.1­ Objetivos…………………………………………………………………………………….  341 5.2­ Ventajas y Desventajas……………………………………………………………………...  342 5.3­ Mecanismos de Desplazamiento…………………………………………………………….  343 5.4­ Método de Predicción……………………………………………….....................................  345 

5.4.1­ Yacimientos Uniformes…………………………………………………………….  345 5.4.2­ Yacimientos Heterogéneos…………………………………………………………  353 

5.5­ Influencia de Varios Factores sobre el Comportamiento de la Inyección de Gas en Yacimientos de Gas Condensado………………………………………………………..  360 

5.5.1­ Factor de Reemplazo……………………………………………………………….  360 5.5.2­ Presión de Mantenimiento………………………………………………………….  362 5.5.3­ Riqueza de Gas Condensado……………………………………………………….  362 5.5.4­ Inicio de Inyección de Gas………………………………………………………….  365 5.5.5­ Variación de Permeabilidad………………………………………………………..  365 

5.6­ Desinfle Luego de la Inyección de Gas……………………………………………………..  367 6­ TÉCNICA DE COPRODUCCIÓN DE GAS Y AGUA…………………………………………….  368 

6.1­ ¿Por qué La Técnica de Coproducción mejora el Recobro?...................................................  369 6.2­ Factores que afectan la Coproducción de Agua y Gas……………………………………..  370 

6.2.1­  Tiempo de Inicio de la Coproducción……………………………………………  370 6.2.2­ Razón Reservas/Producción (R/P)………………………………………………..  370 6.2.3­ Conificación de Agua……………………………………………………………..  371 6.2.4­ Avance Selectivo del Agua……………………………………………………….  372 

7­ EXPLOTACIÓN DE YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO CON ZONA DE PETRÓLEO..  372 7.1­ Influencia del Esquema de Explotación…………………………………………………….  372 7.2­ Influencia del Tamaño del Acuífero………………………………………………………..  373 7.3­ Influencia de la Presión de Ciclaje………………………………………………………….  373 7.4­ Influencia del Tiempo de Iniciación del Ciclaje……………………………………………  374 

8­ INYECCIÓN DE AGUA…………………………………………………………………………….  374 8.1­ Aspectos Positivos………………………………………………………………………….  374 8.2­ Aspectos negativos………………………………………………………………………….  374 8.3­ Inyección de Agua en Yacimientos de Gas Condensado Agotados………………………..  375 8.4­ Inyección de Agua vs. Agotamiento Natural……………………………………………….  375 8.5­ Inyección de Agua vs. Inyección de Gas………………………………………………...…  376 8.6­ Inyección Alterna de Agua y Gas (IAAG)…………………………………………………  376 

9­ INYECCIÓN DE NITRÓGENO…………………………………………………………………….  378 9.1­ Eficiencia de Desplazamiento……………………………………………………………..  379 9.2­ Propiedades Físicas del Nitrógeno………………………………………………………….  379 9.3­ Efecto del Nitrógeno sobre el Comportamiento Retrógrado del Gas Condensado…………  380 9.4­ Efecto de la Variación de Permeabilidad……………………………………………………  381 9.5­ Generación y Costo del Nitrógeno………………………………………………………….  382 9.6­ Localización de los Pozo Inyectores………………………………………………………..  383 

10­ REFERENCIAS……………………………………………………………………………………  384