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CESAR ARTURO DE PAZ QUISPE
20020487G
INYECCION A GAS CAMPO SANTA ROSA
2010 - II
INYECCIÓN DE GAS
La inyección de gas natural fue el primer método sugerido para mejorar el recobro de petróleo.
se uso inicialmente a comienzos del año 1900, con fines de mantenimiento de presión.
al final de los proyectos de inyección de gas se lograba un recobro adicional de petróleo desinflando o agotando aceleradamente la presión del yacimiento.
El solo propósito de mejorar los métodos de producción justifica, en la mayoría de los casos, la inyección de gas
factores que influyen en la cantidad de petróleo adicional que puede obtenerse por la inyección de gas : las propiedades de los fluidos en el yacimiento, la continuidad de la arena, el relieve estructural, las propiedades de la roca y la temperatura y presión del yacimiento.
INYECCIÓN DE GAS
CAMPO SANTA ROSA
Ubicado a unos 10 km al noreste de Anaco, en el Estado Anzoátegui – Venezuela
UBICACION
CAMPO SANTA ROSA
el yacimiento RG–14–COEF, descubierto en 1947 se extiende sobre una superficie de aprox 26.000
acresse caracteriza por una gran capa de gas condensado
que cubre una zona de petróleo liviano. Desde 1955, debido a una fuerte caída de presión,
ha estado sometido a inyección de gasDespués de inyectarle 2220 MMMpcn de gas, el
yacimiento RG–14–COEF ha producido 118 MMbn de petróleo y condensado, lo cual representa un recobro de 61,2% del volumen de líquidos originalmente en sitio.
GEOLOGIA CAMPO SANTA ROSA
El yacimiento RG–14–COEF cubre la mayor parte del área probada del campo de Santa Rosa; el mecanismo de entrampamiento es de tipo estructural–estratigráfico y sus límites se pueden observar en el mapa isópaco–estructural
GEOLOGIA CAMPO SANTA ROSA
GEOLOGIA CAMPO SANTA ROSA
El Area Mayor de Anaco está situada en el bloque levantado al norte del Corrimiento de Anaco, a lo largo del cual se observa la presencia de una serie de domos donde están ubicados los campos de hidrocarburos de Guario, San Joaquín, Santa Ana, El Toco , El Roble, San Roque y Santa Rosa
El domo de Santa Rosa se extiende en dirección N 45° E. Es asimétrico con un buzamiento suave de 8 a 11° en la dirección noroeste y otro fuerte de 20° en la dirección sureste hacia el Corrimiento de Anaco. El domo está cortado por dos fallas inclinadas hacia el sureste y paralelas al eje del mismo.
GEOLOGIA CAMPO SANTA ROSA
b) Estratigrafía:
El yacimiento RG–14 corresponde a las arenas CO–E y CO–F, subdivisiones del Miembro Colorado, el más profundo de la Formación Oficina de edad Mioceno temprano a medio. Las arenas CO–EF comprenden cuatro lentes: CO–E1, CO–E2, CO–E3 Y C0–F1, superposición de varias capas arenosas separadas por niveles de arcillas que localmente pueden desaparecer, permitiendo la coalescencia entre ellas. La arena neta petrolífera va aumentando del suroeste al noreste y tiene su mayor espesor de 70 a 90 pies en el sector norte central.
GEOLOGIA CAMPO SANTA ROSA
Ambiente de sedimentación:
Las arenas COEF son de ambiente deltaico, distinguiéndose dos tipos de secuencia sedimentaria: uno de canal distributario sobre barra de desembocadura y otro de naturaleza interdistributaria, constituido por abanicos de rotura sobre barras distales. El primer tipo de arenas se encuentra principalmente hacia el noreste del yacimiento, donde existe una zona de coalescencia de los lentes con mayor espesor de arena y mayor porosidad inicial. El segundo tipo de secuencia prevalece al suroeste. Allí los lentes están separados por lutitas y las arenas son más heterogéneas que en el canal sobre barra de desembocadura, lo cual da como resultado la existencia de pozos menos productivos.
GEOLOGIA CAMPO SANTA ROSA
CAMPO SANTA ROSA
PROPIEDADES PETROFISICASCAMPO SANTA ROSA
Para obtener las propiedades promedio de las rocas, tanto en la zona de petróleo como en la capa de gas condensado, se utilizó la información disponible a partir de la interpretación de registros de porosidad (densidad/ neutrón), resistividad, rayos gamma, y análisis de núcleos de los pozos.
PROPIEDADES PETROFISICASCAMPO SANTA ROSA
PROPIEDADES PETROFISICASCAMPO SANTA ROSA
Otros estudios indican una porosidad promedio del 15% con un máximo de 20% y una permeabilidad promedio de 286 md. Las facies productoras son limpias con un contenido bajo de arcilla, principalmente caolinita. La salinidad del agua de la formación es de 14.500 ppm equivalente NaCl.
PROPIEDADES FLUIDOSCAMPO SANTA ROSA
Las propiedades de los fluidos de la zona de petróleo se determinaron con el PVT de una muestra tomada en el pozo RG–130 a 7750 pbnm. Este estudio de liberación diferencial se realizó a una temperatura de 280°F.
PROPIEDADES FLUIDOSCAMPO SANTA ROSA
Para determinar las propiedades de los fluidos en la capa de gas condensado, se utilizó el análisis PVT del pozo RG–58 realizada con muestras de separador (gas y petróleo). El líquido reconstituido mostró un punto de rocío de 4675 psia a una temperatura de 274°F. La gravedad medida fue de 51,5°API y la RGP inicial del gas condensado, 13.200 pcn/bn.
Reservas estimadas al 31/12/1996
Las reservas fueron estimadas mediante simulación.
PROPIEDADES FLUIDOSCAMPO SANTA ROSA
Las arenas COEF contenían originalmente casi 100 barriles de condensado por millón de pies cúbicos de gas. Las reservas remanentes de 14,8 MMbn de líquidos se encuentran ubicadas principalmente en las zonas noroeste, este y sur del yacimiento.
PROPIEDADES FLUIDOSCAMPO SANTA ROSA
Comportamiento del yacimiento hasta el 31/12/1996
a) Historia de producción, inyección y presión
La producción del yacimiento RG–14– COEF comenzó en abril de 1950 a través del pozo RG–14, completado en la capa de gas condensado. Al caer la presión en el yacimiento, se inyectó gas a partir de 1955. Hasta diciembre de 1996 se habían perforado 10 pozos completados en la zona de petróleo y 34 en la zona de condensado. La producción acumulada de estos pozos es de 117,6 MMbn de petróleo y condensado, 1673 MMMpc de gas y 9,6 MMbn de agua, mediante flujo natural y levantamiento artificial por gas.
PROPIEDADES FLUIDOSCAMPO SANTA ROSA
CAMPO SANTA ROSA
• El gas producido supera en 327 MMMpc el gas original en sitio, lo cual indica que proviene en gran parte del gas inyectado (2220 MMMpc, a través de 13 pozos inyectores). Actualmente, después de más de 40 años de inyección de gas, la producción ha bajado drásticamente y se incrementaron tanto la RGP• como el porcentaje de agua (330 bppd, 100.000 pcn/bn, 39% de A y S). La presión del yacimiento declinó de 4445 lpca a 2625 lpca. Se explica esta anormalidad por una posible fuga de parte del gas inyectado en el flanco este del domo que pasa lateralmente al flanco oeste, a lo largo de la arena CO–G. (Las figuras 2.48 y 2.49 muestran las historias de producción, presión e inyección)
Durante los cuatro primeros años, el yacimiento produjo condensado por agotamiento natural. Al observar una declinación de la presión de 100 lpca se estimó que el empuje de la capa de gas era limitado, por lo cual se decidió inyectar gas. La inyección de gas al principio de la explotación del yacimiento RG–14–COEF fue muy beneficiosa y ha permitido recuperar hasta la fecha el 61,2% del petróleo y del condensado en sitio.
MECANISMO DE PRODUCCIONCAMPO SANTA ROSA
