ESTIMACIÓN DE VOLÚMENES DE HIDROCARBUROS IN SITU Y PLAN DE DESARROLLO CONCEPTUAL PARA LOS YACIMIENTOS DE EDAD MIOCENO DESCUBIERTOS PORELPOZO SUGOI-5X EN EL ÁREA ENSENADA DE BARCELONA, COSTA AFUERA DE VENEZUELA

Abstract

El desarrollo de este proyecto se inicio con la recopilación y revisión de toda la información disponible, creándose así una base de datos, la cual fue una herramienta indispensable a la hora de llevar a cabo los objetivos planteados. Prosiguiéndose con la caracterización del sistema roca fluido donde se determinaron tanto la temperatura como la presión promedio de yacimiento, de igual manera se calcularon PVT´s sintéticos para la obtención de las propiedades de los fluidos encontrados por el pozo SUGOI-5X donde el petróleo presentando una gravedad de 28.9°API encontrándose en los límites de petróleo liviano y mediano. Para el caso del gas se determino que era húmedo debido a su alto contenido de metano (C1>90%) y su rendimiento liquido promedio (RLp) obtuvo un valor de 31,57 (BN/MMPCN). Adicionalmente se cálculo la petrofísica usando un modelo Densidad-Neutrón para la porosidad y la ecuación de Simandoux modificado para el cálculo de la saturación de agua. Los valores promedios obtenidos en el cálculo de la y en el área de petróleo fue de 22% y 46,9% y para el área de gas se obtuvieron los valores de 19,3% 40,5% respectivamente. En la siguiente fase se realizo el cálculo de las áreas con el fin de aplicar la ecuación volumétrica y obtener el volumen de hidrocarburos en sitio, arrojando como resultados en las reservas probadas 107,9 MMBN para el POES y 354,9 MMMPCN para el GOES. Adicionalmente se calculo el factor de recobro del gas obteniéndose un valor 84%. En la última etapa se realizó un análisis nodal logrando mejorarse la producción de petróleo probada en un 163,8% (351 a 575 BPD). Una vez obtenido el máximo potencial del pozo se procedió a la realización de los escenarios de desarrollo con la ayuda de el software QUE$TOR. Después de haberse realizados los análisis se puede concluir que la opción más conveniente a los intereses de PDVSA desde el punto de vista económico es la opción de desarrollo número 3 (una PCP de cuatro patas con siete pozos y un GS a tierra) presentando un VPN= 100,9 MM$, una TIR=16,2 %, una EI=1,30 MMUSD/MMUSD y un TP=7,46 años a una menor tasa de inversión (412,53 MM$).