Optimización Estocástica de Planes de Desarrollo - MEIVAP

Φprom: Porosidad promedio de la roca yacimiento, en fracción.
Sgiprom: Saturación de gas inicial promedio, en fracción.
Bgi: Factor volumétrico inicial de formación del gas, en PCY/PCN.
Yacimientos de Gas Condensado:
43560
Ahprom
prom
Sgiprom
GCOES (Ec. 4.17)
Bgi
Donde:
GCOES: Gas condensado original en sitio, en pies cúbicos normales (PCN).
A: Área del yacimiento, en acres.
hprom: Espesor de la roca yacimiento, en pies.
Φprom: Porosidad de la roca yacimiento, es una fracción adimensional.
Swiprom: Saturación de petróleo inicial, es una fracción adimensional.
Bgci: Factor volumétrico de formación inicial del gas condensado, en PCY/PCN.
Finalmente,
GOES GCOES fg
(Ec. 4.18)
Donde:
GOES: Gas original en sitio, en pies cúbicos normales (PCN).
fg: fracción molar de gas condensado.
RGC
fg
i
(Ec. 4.19)
RGC 132800
c
i
c
Donde:
c : Gravedad específica del gas condensado
141.5
c
(Ec. 4.20)
131.5
API
Mc= peso molecular del condensado.
6084
c
(Ec. 4.21)
API5.9
Estimación de Reservas para Yacimientos de Gas
Para la determinación de la cantidad de gas que se considera puede ser extraída del Volumen Original en sitio, para fines
comerciales; se utiliza el modelo:
Reservas = G x FR (Ec. 4.22)
Donde:
G: GOES, gas original en sitio, en pies cúbicos (PCN).
FR: Factor de Recuperación (Fracción).
Estimación probabilista de volúmenes originales y reservas en yacimientos de gas
El procedimiento de cálculo probabilístico de reservas se resume en las siguientes etapas: