TY  - BOOK
AU  - Adrian H.,Pedro M.
AU  - Barros Zanoni Lopes Moreno,Rosángela
AU  - Michel V.,Ricardo M.
AU  - Sivila A.,Franco F.
ED  - Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos (10mo. : 2018 nov. 5 - 9 : Mendoza)
ED  - Simposio de Desarrollo de Hidrocarburos (2018 nov. 5 - 9 : Mendoza)
TI  - Dynamic material balance in a naturally fractured gas-condensate reservoir with water influx: Field case study
U1  - 068.82 553.28 C62 2018 0015650 
PY  - 2018///
CY  - 
PB  - 
KW  - Gas condensado
N2  - El método de Balance de Materia es ampliamente aceptado como la técnica para determinar hidrocarburos in-situ, comparado con estimaciones volumétricas. Este requiere de análisis PVT, producción acumulada e historial de presión promedio de reservorio buscando calcular una solución significativa. En la práctica, los datos de presión pueden ser dispersos o inexistentes para un determinado reservorio debido a varias razones, tales como problemas operacionales, demanda de producción, altos caudales de agua y otros, que hacen no factible cerrar el pozo para realizar una prueba de presión.Sin embargo, las pruebas de producción y medidas de presión de fondo fluyente es información usualmente disponible. Puede ser utilizada como datos alternativos para el cálculo de volúmenes in-situ de hidrocarburos, como fue demostrado por la formulación del Balance de Materia Dinámico. Este método a pesar de estar basado en ecuaciones robustas, ha sido desarrollado considerando reservorios homogéneos.Un reservorio naturalmente fracturado puede comportarse como homogéneo, dependiendo del grado de heterogeneidad y el tiempo de producción. Métodos de análisis de producción han sido aplicados para analizar reservorios fracturados utilizando software comercial. Sin embargo, la relevancia de esta aplicación para el cálculo de volumen in-situ no ha sido evaluada todavía.El propósito de este artículo es el de evaluar la aplicabilidad del balance de materia dinámico en reservorios de gas-condensado naturalmente fracturados. Se presenta una extensión de este método para reservorios naturalmente fracturados, asumiendo un reservorio cerrado y un modelo doble porosidad de flujo interporoso pseudo-estable. Adicionalmente se describe, para el caso de estudio, una metodología práctica para corregir el volumen in-situ de gas por intrusión de agua. Los resultados confirmaron el uso de este método para la estimación de volumen in-situ en reservorios heterogéneos
UR  - https://biblioteca.iapg.org.ar/ArchivosAdjuntos/Conexplor2018/SDH/1408.pdf
ER  -