Cuadros técnicos campos de gas

Cuadros técnicos campos de gas

Se presenta un análisis de los artículos científicos resumido en el cuadro técnico para cada campo petrolero.

Cuadro técnico	campo de gas Groningen
Tamaño en km2	se extiende por más de 200,000 acres (800 km2).
Reserva probada	Las reservas probadas en ese momento eran de 40 x 1012 pies cúbicos (1100 x 109 m3), menos que las reservas probadas existentes el 1 de enero de 1978 [50 X 1012 pies cúbicos (1400 X 109 m3)], después de 15 años de producción. La estimación del gas original existente en la arenisca de Slochteren es de aproximadamente 90 X 1012 pies cúbicos (2500 X 109 m3).
la capacidad instalada total es:	18,7 X 109 pies cúbicosJD (530 X 106 m3/d).
Geología:	su espesor bruto aumenta de 230 pies (70 m) en la parte sur del campo a 790 pies (240 m)
contacto gas/agua	se encuentra a 9744 pies (2970 m) bajo el mar en el campo principal.
La porosidad promedio	por pozo oscila entre 10 y 20%, estando los valores más altos en la parte central del campo.
La permeabilidad	calculada a partir de estudios de acumulación, varía de 50 a 600 md
La relación entre la permeabilidad vertical y la horizontal	es de aproximadamente 0,3
La contribución total de las arenas Ten Boer y Carboníferas	a las reservas comprobadas de gas del Campo Groningen se estima en 0,5 x 1012 pies cúbicos (15 x 109 m3).
los pozos generalmente producen	hasta 90 X 106 pies cúbicos JO (2,5 x 106 m3/d)
Las tasas iniciales de producción del pozo	se limitaron a 25 x 106 pies cúbicos (0,75 x 106 m3/d) por temor a la producción de arena. Dado que no surgió ningún problema, la tasa de producción máxima permitida del pozo se incrementó gradualmente a 90 x 106 pies cúbicos/día (2,5 x 106 m3/d).
La arena total producida	en todo el campo es de aproximadamente 175 pies cúbicos (5 m3) por año.
hundimiento final máximo	de 1 pie (30 cm).
la producción del Campo de Groningen	está completamente automatizada y controlada por un puñado de operadores que producen hasta 250 millones3/día (9Bscf/día).
Referencias	van Beek, Flora; Troost, Paul J.P.M. (1979). The Groningen Gas Field: A Case History of the Development of a Giant Gas Field. Journal of Petroleum Technology, 31(7), 815–820. doi:10.2118/7423-PA
	Dijksman, Niels C. (). [Society of Petroleum Engineers Offshore Europe - Aberdeen, UK (2009-09-08)] Offshore Europe - Managing a Giant: 50 Years of Groningen Gas. , (), –. doi:10.2118/123931-ms

Características	Cuadro técnico campo ARUN
Presión inicial del depósito	en el punto de referencia 7115 psi
Temperatura del depósito en el punto de referencia	351oF
Profundidad de referencia	10,050 pies
Área Productiva	23,240 hectáreas
Espesor promedio	495 pies
Porosidad media	16,1%
Saturación de agua promedio	10.70%
Contenido inicial de vapor de agua 4,1 mol% CO2 y otros no hidrocarburos	14,1% molar
Hidrocarburo	El fluido del yacimiento Arun es un condensado de gas retrógrado con 50,4 barriles por millón de pies cúbicos estándar (b/MMscf) de condensado de 48 o API
punto de rocío	de 4450 psi, que es 2665 psi por debajo de la presión original del yacimiento.
Referencia	Pathak, Prabodh; Fidra, Yan; Avida, Hanifatu; Kahar, Zulkarnain; Agnew, Mark; Hidayat, Dodi (). [Society of Petroleum Engineers SPE Asia Pacific Conference on Integrated Modelling for Asset Management - Kuala Lumpur, Malaysia (2004-03-29)] SPE Asia Pacific Conference on Integrated Modelling for Asset Management - The Arun Gas Field in Indonesia: Resource Management of a Mature Field. , (), –. doi:10.2118/87042-MS

Características	Cuadro técnico campo ASTRAKHAN
Tipo de hidrocarburo	gas amargo
Ubicación	cerca del extremo norte del Mar Caspio en la URSS
Pozos	un total de 83 pozos
Producción	un volumen de 6 mil millones de m3 por año de gas amargo.
Composición del gas	está compuesto por aproximadamente un 24 % de H2S y un 14 % de CO2
Poroducción de agua	El agua producida tiene una concentración de cloruro muy alta.
presión de boca de pozo	de aproximadamente 400 bares (cerca de 6000 psi)
temperatura de hidrato	y que la combinación de gas en particular tiene una temperatura de hidrato superior a 30°C
referencias	Leipert, G. F. (1989). Astrakhan, The World's Largest Sour Gas Development. Journal of Canadian Petroleum Technology, 28(03). doi:10.2118/89-03-11

Características	Cuadro técnico campo SAJAA
Tipo de yacimiento	retrógrado de gas y condensado
Ubicación y geología	se encuentra en la piedra caliza Thamama del Cretácico Inferior empujada del centro este de Sharjah. Es parte de la hoja de empuje frontal de las montañas de Omán y se trasladó a su posición estructural relativa actual en el Cretácico superior. El Thamama se superpone a una sección masiva de carbonatos que se cree que tienen una edad del Jurásico al Pérmico. Se ha
Contenido	contienen gas rico y agua dependiendo de su posición estructural y se consideran parte del embalse de Sajaa. Más profundo en el Jurásico, se ha encontrado un gas seco.
Relación Petróleo-Gas Inicial -	116 Bbl.lMMSCF
sep. gas	(652,6 M 3 /MMSCM)
Gravedad inicial del condensado:	51,3° API (0,11 g/cc)
Gravedad específica inicial del gas húmedo	= 0,81
Espesor promedio de Thamama:	2164 pies (842 m)
Rango de pago neto -	90 a 980 pies (21 a 299 m)
Porosidad Media -	10%
Saturación de agua -	15%
Temperatura y gradiente promedio	o: 1800 psi y 0,23 psi/pie (53180 KPA y 5,2 KPA/m)
Presión promedio y gradiente -	1800 psi y 0,23 psi/pie (53180 KPA y 5,2 KPA/m)
Salinidad del agua -	40,000 ppm NaCI
Rango de Permeabilidad -	.2 a 8 md.
Referencia	Blinten, J.S.; Wahid, I.A. (). [Society of Petroleum Engineers Middle East Oil Technical Conference and Exhibition - Manama, Bahrain (1983-03-14)] Middle East Oil Technical Conference and Exhibition - A Review of Sajaa Field Development, Sharjah, UAE. , (), –. doi:10.2118/11516-MS

Características	Cuadro técnico campo TYRA
Diversificación	compuesto por una creta beige, moderadamente dura, con extensas redes de fracturas finas subverticales y una pizca de pedernal.
la porosidad	caen dentro del rango de 40 a 50%
El espesor de la columna de gas en las partes desarrolladas central y occidental del campo	oscila entre 220 y 90 pies [67 y 27 m], mientras que en el flanco oriental oscila entre 90 pies [27 m] hacia abajo y cero.
flanco oriental	No se disponía de información detallada sobre la distribución del espesor de la columna de gas en el flanco oriental debido a la ausencia de un control geológico positivo.
permeabilidad	generalmente caen dentro del rango de 1 a 10 md
referencia	Brannin, C.S.; Velser, L.; Williams, M.P. (). [Society of Petroleum Engineers SPE/IADC Drilling Conference - Houston, Texas (1990-02-27)] SPE/IADC Drilling Conference - Drilling a Record Horizontal Well: A Case History. , (), –. doi:10.2118/19985-MS

Características	Cuadro técnico campo BUL HANINE
estructura	La estructura es una cúpula con tendencia norte-sur, de unos 18 km de largo y 9 km de ancho.
principal productor	es el Jurásico Superior
profundidad promedio	2.332 metros
espesor	de 75 metros a 160 metros
cantidad de reservas	más del 90%
afectaciones	La capa de alquitrán varía en grosor y restricción de un lugar a otro y muestra un buzamiento en dirección norte.
Contenido	Los fluidos en Bul Hanine Field contienen generalmente sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono en varias cantidades.
referencia	Jedaan, Nizar Mohamad R.; Fraisse, Christian J.; Pluchery, Eric; De Groen, Vincent Laurens Nico; Dessort, Daniel; Al Abdulmalik, Abdulmalik (). [International Petroleum Technology Conference International Petroleum Technology Conference - Dubai, U.A.E. (2007-12-04)] International Petroleum Technology Conference - Characterisation, Origin and Repartition of Tar Mat in The Bul Hanine, Arab D Reservoir, Qatar. , (), –. doi:10.2523/IPTC-11812-MS

Características	Cuadro técnico campo CARTER CREEK
tipo de campo	campo gigante de gas amargo
Geología	Las formaciones en esta parte de las Montañas Rocosas se caracterizan por una geología compleja, formaciones duras y abrasivas, sal plástica
concentraciones de sulfuro de hidrógeno	y altas concentraciones de sulfuro de hidrógeno (16 %).
reservas por pozo	en 58 BCF
reservas totales	100 mil millones de reservas recuperables de CFG.
referencia	Weatherl, Michael Harris; Marshall, Jim (). [Society of Petroleum Engineers SPE Annual Technical Conference and Exhibition - Dallas, Texas (2005-10-09)] SPE Annual Technical Conference and Exhibition - Carter Creek Slimhole Well Design Enhances Development-Drilling Economics. , (), –. doi:10.2118/96239-MS

Características	Cuadro técnico campo VUKTYL
localización	ubicada de los 1873 a los 3550 m
porosidad	de .1% a 6%
permeabilidad	de 0.1 a 100 md
reservas	3.8 mmcft
presión	3.4 MPa
referencias	Bedrikovetsky, P. (). [Society of Petroleum Engineers Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference - Rio de Janeiro, Brazil (1997-08-30)] Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference - Enhanced Gas-Condensate Recovery in Complex Reservoirs: Pilots and Models. , (), –. doi:10.2118/39056-MS

Características	Cuadro técnico campo KARACHACANAK
Tipo de campo	El campo Karachaganak es un depósito gigante de condensado de gas
Ubicación	ubicado en el noroeste de Kazajstán,
estructura	La estructura del campo de Karachaganak es un macizo de carbonato que consiste en un complejo heterogéneo de carbonato que mide 30 km por 15 km.
Divición geológica	El objeto 1 comienza desde la parte superior de la formación hasta la inconformidad Pérmico-Carbonífera a unos 4450 mSS. Este objeto es lateralmente discontinuo y los pozos de producción producen un fluido de condensado de gas más magro y, por lo general, exhiben tasas rápidas de disminución de la presión y productividades de los pozos. El objeto 2 cubre la siguiente parte superior del arrecife carbonífero que continúa la pata de condensado de gas. Eso comienza desde alrededor de 4450 mSS hasta 4950 mSS, el contacto de gasóleo (GOC). Los pozos del objeto 2 producen un fluido de condensado de gas más rico y, por lo general, muestran una buena comunicación de presión dentro de su área inmediata. El objeto 3 representa la parte inferior del arrecife carbonífero que contiene la pata de petróleo del reservorio y varía de 4950 mSS a 5150 mSS, el contacto de agua de petróleo (OWC) en todo el campo.
Empuje	comienza desde alrededor de 4450 mSS hasta 4950 mSS, el contacto de gasóleo (GOC). Los pozos del objeto 2 producen un fluido de condensado de gas más rico y, por lo general, muestran una buena comunicación de presión dentro de su área inmediata. El objeto 3 representa la parte inferior del arrecife carbonífero que contiene la pata de petróleo del reservorio y varía de 4950 mSS a 5150 mSS, el contacto de agua de petróleo (OWC) en todo el campo.
Pozos perforados	240
referencia	Al-Shammasi, A. A., & D'Ambrosio, A. (2003). Approach to Successful Workovers in Karachaganak Gas Condensate Field. SPE Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference. doi:10.2118/81084-ms

Características	Cuadro técnico campo HATTERS POND
Producción	el campo había producido 46 millones de barriles de condensado, 104 BCF de gas seco y 11 millones de barriles de líquidos de gas natural d
Geología de producción	dos unidades del Jurásico Superior, la Formación Norphlet (arenisca) y la Formación Smackover suprayacente (carbonato).
Sección productiva	la sección productiva combinada de las formaciones Smackover y Norphlet tiene un espesor promedio de 200 a 300 pies en elevaciones submarinas que van desde aproximadamente 18 000' (5480 m) hasta 18 300' (5574 m).
Tipo de campo	El campo es un anticlinal con tendencia norte-sur de 1 x 5 millas (1,6 x 8 km)
Porosidad	19.49%
Permeabilidad	17.57 md
referencia	Stoudt, E.L.; Thomas, A.R.; Ginger, E.P.; Vinopal, R.J. (). [Society of Petroleum Engineers SPE Annual Technical Conference and Exhibition - Washington, D.C. (1992-10-04)] SPE Annual Technical Conference and Exhibition - Geologic Reservoir Characterization for Engineering Simulation, Hatter's Pond Field, Mobile County, Alabama. , (), –. doi:10.2118/24713-MS

Características	Cuadro técnico campo MALOSSA
Tipo de yacimiento	Se identificaron dos series diferentes de yacimientos de hidrocarburos: el petróleo, el gas y el condensado profundos en el sustrato mesozoico y el gas menos profundo en los clásticos orogénicos tardíos.
Tipo de yacimiento	campo de gas y condensado
formaciones productoras	Las formaciones productoras se encontraban entre 5196 y 5830 m bajo el nivel del mar en las dolomías de la plataforma fracturada del Liásico Inferior y el Triásico Superior (Zandobbio y Dolomia Principale)
la roca madre	se individuó en las formaciones Norian-Retian (Arlata Group y Riva di Solto shale).
producción	El campo produjo alrededor de 30·106 barriles de condensado y más de 5·10 9 m3 de gas natural.
referencia	Macini, Paolo; Mesini, Ezio Nicola; Moia, Fabio; Guandalini, Roberto; Savoca, Domenico (). [Society of Petroleum Engineers SPE Annual Technical Conference and Exhibition - Florence, Italy (2010-09-19)] SPE Annual Technical Conference and Exhibition - Assessing the Underground CO2 Storage Potential in a Highly Populated and Industrialized Area: The Case of Lombardia Region (Italy). , (), –. doi:10.2118/133941-MS

Características	Cuadro técnico campo EKOFISK WEST
tipo de campo	gas y condensados
volumen en sitio	6346 MMSTB
ubicación	Ubicado en el Mar del Norte al suroeste de Noruega
porosidad	del orden del 25-40
permeabilidad	oscila entre 0,1 y 10 mD. Debido al sistema de fracturas, la permeabilidad efectiva del yacimiento es en promedio de aproximadamente 20 mD.
La temperatura inicial del yacimiento es de	130 oC
mientras que la temperatura actual del yacimiento	oscila entre los 30 oC en las inmediaciones de los pozos de inyección de agua y los 130 oC en las zonas aún no afectadas por la inundación.
referencia	Stokka, Sigmund; Oesthus, Arvid; Frangeul, Johann (). [Society of Petroleum Engineers SPE International Improved Oil Recovery Conference in Asia Pacific - Kuala Lumpur, Malaysia (2005-12-05)] SPE International Improved Oil Recovery Conference in Asia Pacific - Evaluation of Air Injection as an IOR Method for the Giant Ekofisk Chalk Field. , (), –. doi:10.2118/97481-MS

Características	Cuadro técnico campo BLACK LAKE
Ubicación	Black Lake Field está ubicado en Township 11 North, Rang West en Natchitoches Parish, Louisiana, en el flanco sureste del levantamiento de Sabine. Geográficamente, el campo está ubicado entre Black y Saline Lakes aproximadamente 60 millas al sureste de Shreveport y 15 millas al noreste de la ciudad de Natchitoches.
Geología	arrecife de piedra caliza
profundidad promedio	7950 pies
Tamaño	16, 936 hectáreas, siendo aproxi - aproximadamente 8 “millas de largo desde el norte hasta punto más al sur y alrededor de 5 millas de ancho en el centro
Porosidad promedio ponderada para el casquete de gas	16.26%
la permeabilidad media ponderada del espesor	133 milidarcies en el casquete de gas
tendencia estructural	generalmente hacia el noreste - suroeste
los volúmenes de petróleo y gas de la capa de gas en el lugar inicialmente por acre-pie se calcularon en	478,6 barriles y 1071.3 MSCF.
Se estimó que el gas existente inicialmente en el casquete de gas era de	788.775 MMSCF.
A la presión original del yacimiento, este gas contiene	64,4 barriles de condensado por millón de pies cúbicos o un total de 50 797 000 barriles de condensado del separador.
inclinación	120 pies por milla, o alrededor de un grado y medio (1-1/2).
porosidad	tipo vugular
relación gas-petróleo de	1040 pies cúbicos por barril de petróleo.
contactos de gas-petróleo y petróleo-agua	7.835 pies y 7.870 pies bajo el mar, respectivamente.
presión del yacimiento	4020 psig
la temperatura del yacimiento	243° F en un punto de referencia de 7,835 pies bajo el mar.
Referencia	Sawyer, J.R. (). [Society of Petroleum Engineers Gas Technology Symposium - Liberal, Kansas (1965-11-18)] Gas Technology Symposium - Black Lake Field A Study In Conservation And Development Natchitoches Parish, Louisiana. , (), –. doi:10.2118/1352-MS

Características	Cuadro técnico campo KOKDUMALAK
ubicación	Location: Bukhara-Khiva region
reservas estimadas	700 millones de barriles de aceite y 5.8 Tcf de gas
ancho de la trampa	240 metros
espesor	de 30m a 40 m
Contenido de H2S	6%
Contenido de C02	del 0.1 al 10%
Referencia	Petroleum Geology of the South Caspian Basin By L. Buryakovsky, Fred Aminzadeh, G.V. Chilingarian

Características	Cuadro técnico campo KAYBOB SOUTH
profundidad	10,500 pies y está totalmente cubierto por agua.
tamaño	Actualmente abarca unos 57,000 acres
Forma y tendencia	tiene una forma alargada y se extiende en la tendencia con la huelga regional por cerca de 32 millas.
gas inicial en sitio	4,000 Bcf.
porosidad promedio	0.07
permeabilidad promedio	30mD
Saturación de agua promedio	0.10-0.12
temperatura inicial (actual)	115oC (120oC)
Bg inicial (actual)	0.003742 (0.0082)
referencia	https://citeseerx.ist.psu.edu/viewdoc/download?doi=10.1.1.1022.9402&rep=rep1&type=pdf

Características	Cuadro técnico campo WATERTON
ubicación	canada
La presión original	era de 4641 psi (32 000 kPa);
la presión en el momento de perforación	había disminuido a 580 psi (4000 kpa).
(Composición del gas:)	18 % H2S, 5 % C@, sin agua
contenido	gas agrio crítico, con un 17-33 % de H2S
teniendo un gas crudo inicial en lugar de	aproximadamente 100 mil millones de metros cúbicos (BCM).
la porosidad media de la matriz en el campo	es inferior al 4%
Referencia	Sutherland, Jamie; Weaver, Chris; Aiello, Peter (). [Offshore Technology Conference Offshore Technology Conference - Houston, Texas (1996-05-06)] Offshore Technology Conference - Thin Walled Liner Hanger Equipment Enables Weil Deepening Project. , (), –. doi:10.4043/8152-MS

ALAN RUIZ

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