Por favor, use este identificador para citar o enlazar este ítem: http://ri2.bib.udo.edu.ve:8080/jspui/handle/123456789/939
Título : 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
Autor : Rodríguez R., Ruilver L.(ruilver1131@gmail.com)
Palabras clave : estimación de volúmenes de hidrocarburos in situ
plan de desarrollo conceptual
escenarios de desarrollo
evaluación económica
sugoi-5x
ensenada de Barcelona
Fecha de publicación : 2-dic-2011
Editorial : Universidad de Oriente
Resumen : 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$).
URI : http://ri2.bib.udo.edu.ve:8080/jspui/handle/123456789/939
Aparece en las colecciones: Ingeniería del Petróleo.az

Ficheros en este ítem:
Fichero Descripción Tamaño Formato  
63-TESIS.IP011.R75.pdf4,63 MBAdobe PDFVisualizar/Abrir


Los ítems de DSpace están protegidos por copyright, con todos los derechos reservados, a menos que se indique lo contrario.