78037690 solucionario ingenieria aplicada de yacimientos craft
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CAPITULO I
1.17Un tanque de 50 p3 contiene gas a 50 lpca y 50 ºF. Se conecta a otro tanque que contiene gas a 25 lpca y 50 ºF. Cuando se abre la comunicación, la presion se estabiliza a 25 lpca y 50 ºF. ¿Cuál es el volumen del segundo tanque? Res.: 75 p3
( )
32
3
2
2
1221
12
212
2
22
1
1
21
7525
505.37
5.372
2550
2
ftVPsia
ftPsiaV
P
VPVTTcomo
TP
TVPV
T
VP
T
VP
PsiaPsiaPP
P
=⇒×=
=⇒==⇒=
=+=+=
1.18¿Cuál es el peso de una molécula de pentano? Res.: 26,3 * 10-26 lbs.
molécula
lb
moléculas
lbmol
lbmol
lblbmol
lbPM HC
2626
104.2610733.2
1176.72
176.7212008.15016.12125
−×=×
×
=×+×=
1.19Se obtuvo gas a 5,5 centavos por MPC a las condiciones de contrato de 14.4 lpca y 80 ºF. ¿Cuál es el precio equivalente a una temperatura de 60ºF y presión de 15.025 lpca? Res.: 5,96 centavos.
( )( )
centavosft
ftcentavosX
ftX
ftcentavos
ftRPsia
RftPsiaV
TP
TVPV
T
VP
T
VP
96.5906.922
10005.5
1000
906.9225.5
906.922º80460025.15
º6046010004.14
3
3
3
3
33
2
12
2112
2
22
1
11
=×=
→
→
=+×
+×=
==
1.20¿Cuál es el peso aproximado, en toneladas, de un MMPC de gas natural? Res.: 25 toneladas para una gravedad específica de 0,65.
( )3 3
3 3
33
14.7 28.97 /0.076387
10.732 460 60 ºº
0.65 0.076387 0.049652
0.049652 1000000
49651.6 24.822000
aire
gasgas aire
aire
gas
gas
Psia lb lbmol lb
Psia ft ftR
R lbmol
GE GE
lb lb
ft ft
lbm V ft
ft
tonm lb ton
lb
ρ
ρρ ρ
ρ
ρ
ρ
×= =× +
= ⇒ = ×
= × =
= × = ×
= × =
1.21Un cilindro está provisto de un pistón sin escapes y calibrado en tal forma que el volumen dentro del cilindro puede leerse en una escala sea cual fuere la posición del pistón. El cilindro se sumerge en un baño de temperatura constante, mantenida a 160 ºF, temperatura del yacimiento de gas Sabine. El cilindro se llena con 45000 cm3 de gas medido a 14,7 lpca y 60 ° F. El volumen se reduce en los pasos indicados abajo, y, una vez alcanzada la temperatura de equilibrio, las p`resiones correspondientes se leen con un medidor de pesos muertos.
V, cm3 2529 964 453 265 180 156,5 142,2
P, lpca 300 750 1500 2500 4000 5000 6000
a) Calcular y presentar en forma tabular los volúmenes ideales de los 45000 cm3 a 160 °F y los factores de desviación del gas a cada presión.b) Calcular el factor volumétrico del gas a cada presión, en pies cúbicos de espacio del yacimiento por pie cúbico normal de gas y también en pies cúbicos normales por pie cúbico da espacio en yacimiento.c) Dibujar en un mismo papel los Factores de desviación y los factores volumétricos del gas calculados en parte b) como función de presión.d) Expresar el factor volumétrico del gas a 2500 lpca y 160 °F en p3/PCS; PCS/p3; bl/PCS, y PCS/bl. Res.: 0,00590; 169,5; 0,00105; 952.
( )( )
( )
PCY
PCN
P
Tz
PCN
PCY
Psia
R
P
Tz
cm
cm
V
Vz
cmV
RPsia
RcmPsiaV
TP
TVPV
T
VP
T
VP
nRTVPnRTVP
IdealessCondicionedarSsCondicionebya
g
g
gi
R
i
i
SCi
iSCSCi
i
ii
SC
SCSC
iiiSCSCSC
84.17056.0
1
0282692.0
1
056.0300
º16046096.00282692.0
0282692.096.02629
2529
2629
º60460300
º160460450007.14
tan))
3
3
3
3
==××=
=+××=
××====
=+×
+××=
=⇒=
=→==
β
β
β
VR (cm3) P (Psia) Vi (cm3) Z g g
(PCN/PCY)2529 300 2629,04 0,96 0,0562 17,79964 750 1051,62 0,92 0,0214 46,68453 1500 525,81 0,86 0,0101 99,34265 2500 315,48 0,84 0,0059 169,81180 4000 197,18 0,91 0,0040 250,00
156,5 5000 157,74 0,99 0,0035 287,54142,2 6000 131,45 1,08 0,0032 316,46
• c)
Z y Bg EN FUNCION DE PRESIÓN
0,00
0,20
0,40
0,60
0,80
1,00
1,20
300 750 1500 2500 4000 5000 6000
PRESIÓN
Z, B
g
FACTOR DE DESVIACION (Z) FACTOR VOLUMETRICO (PCY/PCN)
• d)
( )
( )
Bly
PCN
P
Tz
PCN
Bly
Psia
RP
Tz
PCY
PCN
P
Tz
PCN
PCY
Psia
RP
Tz
zPsiaP
g
g
g
g
g
g
9.95200105.0
1
00504.0
1
00105.02500
º16046084.000504.0
00504.0
88.1690058.0
1
0282692.0
1
0058.02500
º16046084.00282692.0
0282692.0
84.02500
==××=
=+××=
××=
==××=
=+××=
××=
==
β
β
β
β
β
β
1.17a) Si la gravedad del gas del campo Sabine es 0,65 calcular los factores de desviación desde cero hasta 6000 lpca a 160 ºF, en incrementos de 1000 lb, usando la correlación de gravedad específica de gases de la figura 1.2.b) Usando las presiones y temperaturas críticas de la tabla 1.5, calcular y dibujar los factores de desviación del gas del yacimiento Sabine a diferentes presiones y 160 °F. El análisis del gas es el siguiente:
Componente C1 C2 C3 iC4 nC4 iC5 nC5 C6 C7+
Fraccion Molar 0,875 0,083 0,021 0,006 0,008 0,003 0,002 0,001 0,001
Usar el peso molecular y la presión y temperatura críticas del octano para los heptanos y compuestos más pesados. Dibujar los datos del problema 21 a) y problema 22 a) en un mismo papel para comparación.c) ¿Por debajo de qué presión a 160°F puede usarse la ley de los gases perfectos para el gas del campo Sabine con el fin de mantener los errores dentro de 2 por ciento? Res. : 180 lpca.d) ¿Contendrá el yacimiento más PCS de un gas real que de un gas ideal a condiciones similares? Explicar.
( )
1
mindet3.1
0670
0670
65.1º375
º160460º375
:2.165.0)
=
===⇒=
=+==⇒=
=
Z
ZamoseryfiguralaavamosPyTCon
Psia
Psia
P
PPPsiaP
R
R
T
TTRT
datossiguienteslosobtienenseTablayGESegúna
SRSR
SCSRSC
SCSRSC
Presión (psia) TSR PSR Z0 1,65 0 1
1000 1,65 1,49 0,912000 1,65 2,98 0,843000 1,65 4,48 0,834000 1,65 5,97 0,95000 1,65 7,46 0,976000 1,65 8,96 0,86
b)
Componente Xi PM PC TC Xi*Mi PSC TSC
C1 0,875 16,048 673,1 343,2 14,042 588,963 300,300C2 0,083 30,064 708,3 549,9 2,495 58,789 45,642C3 0,021 44,09 617,4 666 0,926 12,965 13,986iC4 0,006 58,12 529,1 734,6 0,349 3,175 4,408nC4 0,008 58,12 550,1 765,7 0,465 4,401 6,126iC5 0,003 72,15 483,5 829,6 0,216 1,451 2,489nC5 0,002 72,15 489,8 846,2 0,144 0,980 1,692C6 0,001 86,17 440,1 914,2 0,086 0,440 0,914
C7+ 0,001 114,2 363,2 1024,9 0,114 0,363 1,025
671,526 376,581
Presion (Psia) TSR PSR z0 1,65 0,00 1
1500 1,65 2,23 0,872500 1,65 3,72 0,843500 1,65 5,21 0,8754500 1,65 6,70 0,945500 1,65 8,19 1,056500 1,65 9,68 1,1
FACTOR DE DESVIACION (Z)
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
1,2
0 1500 2500 3500 4500 5500 6500
PRESION
Z
FACTOR DE DESVIACION (Z)
COMPARACION DE Z (21a y 22a)
0
0,5
1
1,5
2
2,5
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000
PRESION
Z
Z (21 a) Z (22 a)
d) No, debido a que en el gas real, zr >1 , lo que significa que es menos compresible a presiones altas, entonces en un yacimiento hay mas gas ideal que gas real a las mismas condiciones.
1.18El volumen de una celda—recipiente de prueba—de alta presión es 0,330 p3 y contiene gas a 2500 lpca y 130 ºF, y a estas condiciones su factor de desviación es 0,75. Cuando se extraen 43.6 PCS de la celda medidos a 14,7 Ipca y 60 °F, por medio de un medidor de prueba de agua (wet test meter), la presión cae a 1000 lpca, y la temperatura permanece en 130 °F. ¿Cuál es el factor de desviación del gas a 1000 lpca y 130 °F? Res.: 0,885.
( )
( )( )
3
3
1
1
3
3
2500 0.3300.174
0.75 10.732 460 130 ºº
14.7 43.6 0.75 460 130 º
1 2500 460 60 º
0.218
SC SC i i SC SC ii
SC SC i SC i SC
i
i
PV Psia ftn lbmol
Psia ftzRTR
R lbmol
P V P V P V z TV
z T z T z P T
Psia ft RV
Psia R
V ft
×= = =× × +
= ⇒ =
× × × +=
× × +
=
( )
( )
3
3
3
3
2500 0.2180.115
0.75 10.732 460 130 ºº
0.174 0.115 0.059
1000 0.330
0.059 10.732 460 130 ºº
0.884
RECIPIENTE
PV Psia ftn lbmol
Psia ftzRTR
R lbmol
n lbmol
PV Psia ftz
Psia ftnRTlbmol R
R lbmol
z
×= = =× × +
= − =
×= =× × +
=
1.19a) Calcular el volumen total de la capa de gas de un yacimiento de 940 acres de extensión superficial, es decir, el área encerrada por la línea de nivel de espesor cero. Las áreas encerradas por las líneas isópacas 4, 8, 12, 16 y 20 pies son 752, 526, 316, 142 y 57 acres, respectivamente. El espesor máximo dentro de la línea isópaca de 20 pies es 23 pies. Res.: 8959 ac-p.b) Demostrar que cuando la razón de las áreas encerradas por dos curvas de nivel sucesivas es 0,50, el error introducido empleando la fórmula trapezoidal es 2 por ciento mayor que empleando la fórmula piramidal.c) ¿Qué error se introduce si se usa la fórmula trapezoidal en lugar de la piramidal cuando la relación de las áreas es 0,333? Respuesta: 4,7 por ciento.
• a)Área Áreas razón H (ft) Ecuación ∆ Vb(acre-ft)
A0 940 ----- ---- ---- ----A1 752 0,80 4 trapezoidal 3384A2 526 0,70 4 trapezoidal 2556A3 316 0,60 4 trapezoidal 1684A4 142 0,45 4 Piramidal 893,11A5 57 0,40 4 Piramidal 385,29A6 0 0,00 3 Piramidal 57
VTOTAL = 8959,40
• b)Área Áreas razón h (ft) ∆ Vb(trapezoidal) ∆ Vb(piramidal)
A0 940 ---- ---- ---- ----A1 470,00 0,50 4 2820,00 2766,24A2 235,00 0,50 4 1410,00 1383,12A3 117,50 0,50 4 705,00 691,56A4 58,75 0,50 4 352,50 345,78A5 29,38 0,50 4 176,25 172,89A6 14,69 0,50 4 88,13 86,45
5551,88 5446,04
%2%94.110004.5446
10088.5551 ≈=−
×=x
• c)Area Areas razon h ∆ Vb(trapezoidal) ∆ Vb(piramidal)
A0 940 ---- ---- ---- ----A1 313,02 0,333 4 2506,04 2393,94A2 104,24 0,333 4 834,51 797,18A3 34,71 0,333 4 277,89 265,46A4 11,56 0,333 4 92,54 88,40A5 3,85 0,333 4 30,82 29,44A6 1,28 0,333 4 10,26 9,80
3752,06 3584,23
%7.4%68.410023.3584
10006.3752 ≈=−
×=x
1.17Un yacimiento volumétrico de gas tiene una presión inicial de 4200 lpca, porosidad 17,2 por ciento y saturación de agua connata 23 por ciento. El factor volumétrico del gas a 4200 lpca es 292 PCS/ pie cúbico y a 750 lpca es 54 PCS/p3.a) Calcular en base unitaria el gas inicial en el yacimiento en pies cúbicos normales. Res.: 1 ,68 MM PCS/acr-p.b) Calcular en base unitaria la reserva inicial de gas en pies cúbicos standard asumiendo como presión de abandono 750 lpca. Pes.: 1,37 MM PCS/ac-p.c) Explicar porqué la reserva inicial calculada depende de la presión de abandono escogida.d) Calcular la reserva inicial de una unidad de 640 acres si el promedio del espesor neto productivo es 34 pies, asumiendo una presión de abandono de 750 lpca. Res.: 29,8 MMM PCS.e) Calcular el factor de recuperación en base a una presión de abandono de 750 lpca. Res.: 81,5 por ciento.
( )
( )
( ) ( )( ) ( )
) 43560 1
43560 0.172 1 0.23 292
1684573.23
) Re. 43560 1
Re. 43560 0.172 1 0.23 292 54
Re. 1.37
gi
gi ga
a Gi Sw
PC PCSGi
acre ft PC
PCSGi
acre ft
b Un Sw
PC PCSUn
acre ft PC
PCSUn MM
acre ft
φ β
φ β β
= × × − ×
= × × − ×−
=−
= × × − × −
= × × − × −−
=−
) det min
.
) Re. 1.37 640 34
Re. 29.88
292 54) 100 100
292
81.51%
gi ga
gi
c Porquela presióndeabandono er a la rentabilidad
de producciónde gas del yacimiento
PCSd In MM acres ft
acre ft
In MMMPCS
e FR
FR
β ββ
= × ×−
=
− −= × = ×
=
1.18El pozo de descubrimiento número 1 y los número 2 y 4 producen gas de un yacimiento del campo Echo Lake, cuya profundidad es de 7500 pies, como lo muestra la figura 1.10. Los pozos números 3 y 7 del yacimiento, a 7500 pies, resultaron secos; sin embargo, por medio de sus registros eléctricos y los del pozo número 1 se estableció la falla que sella el lado noreste del yacimiento. Los registros de los pozos números 1, 2, 4, 5 y 6 se emplearon para construir el mapa de la fig. 1.10, con el fin de localizar el contacto gas-agua y para determinar el promedio del espesor neto de la formación productora. Las presiones estáticas en la cabeza de los pozos productores prácticamente no disminuyeron durante los 18 meses anteriores a la perforación del pozo número 6, y promediaron cerca de 3400 lpca. Los siguientes datos se obtuvieron de registros eléctricos, análisis de núcleos, etc.Profundidad promedia de los pozos = 7500 piesPresión promedia estática en la cabeza de los pozos = 3400 lpcaTemperatura del yacimiento = 175 °FGravedad específica del gas = 0,700 (aire = 1,00)Porosidad promedia = 27 por cientoSaturación promedia de agua connota = 22 por cientoCondiciones normales = 14,7 lpca y 60 °F
Volumen total de roca yacimiento productiva al tiempo que se perforó el pozo número 6 = 22.500 ac-p.
a) Calcular la presión del yacimiento a partir de la Ec. (1.12). Res: 4308 lpca.b) Estimar el factor de desviación del gas y el factor volumétrico del gas en pies cúbicos normales por pie cúbico de yacimiento Res.: 0,90; 249.c) Calcular la reserva al tiempo que el pozo número 6 se perforó asumiendo una saturación residual de gas de 30 por ciento. Res.: 33,8 MMM PCS.d) Discutir la localización del pozo número 1 con respecto a la recuperación total de gas.e) Discutir el efecto de uniformidad de la formación productora sobre la recuperación total por ejemplo, una formación de permeabilidad uniforme y otra compuesta de dos estratos de igual espesor, uno con una permeabilidad de 500 milidarcys y el otro de 100 milidarcys.
( )PsiaPy
PsiaPy
PwhPPy
PsiaP
ftPsiaP
DPwhPa
5.4037
34005.637
5.637100
7500
100
340025.0
10010025.0)
=+=
+∆==∆
××=∆
××=∆
( )
( )
( )
PCSMMMIn
PC
PCSftacre
ftacre
PCIn
SgrSwVbInc
PCY
PCNP
Tz
PCN
PCY
psia
RP
Tz
zTablaporPT
PsiaPc
RTcTablayGEConb
gi
g
g
g
g
g
SRSR
74.31.Re
91.2493.022.0127.02250043560.Re
143560.Re)
91.249
004001.0
1
0282692.0
1
004001.0
5.4037
º1754609.00282692.0
0282692.0
9.03.104.6668
5.403763.1
390
460175
668
º3902.17.0)
=
×−−××−×−
=
×−−×××=
=
=××=
=
+××=
××=
=⇒===+=
==
=
βφ
β
β
β
β
β
d) El pozo numero 1 se encuentra en la parte mas alta del anticlinal, razón por la cual la recuperación de total de gas será mayor en comparación con los otros pozos. Otro asunción es que el gas ocupa la parte más alta del anticlinal debido a la baja densidad que posee.
e) La mayor recuperación total de gas se obtendrá del yacimiento con permeabilidad uniforme debido a que no tiene conexión alguna con otro estrato que afecte su permeabilidad, en cambio, en yacimientos de estratos de diferente permeabilidad e igual espesor, la recuperación será mas compleja debido a que un estrato posee mayor permeabilidad que el otro, por tanto la buena permeabilidad del uno se ve afectada por el estrato de baja permeabilidad.
1.19La arena “M’ forma un pequeño yacimiento de gas con una presión inicial de fondo de 3200 lpca y temperatura de 220 ºF. Se desea hacer un inventario del gas en el yacimiento a intervalos de producción de tres meses. Los datos de presión y producción y los factores volumétricos del gas en pies cúbicos del yacimiento por pie cúbico normal (14,7 Ipca y 60 °F) son los siguientes:
PRESIÓN (LPCA)
PRODUCCIÓNACUMULATIVA
DE GAS(MMPCS)
FACTORVOLUMETRICO
DEL GAS(P3/PCS)
3200 0 0,00526222925 79 0,00570042525 221 0,00653112125 452 0,0077360
a) Asumiendo comportamiento volumétrico, calcular el gas inicial en el yacimiento a partir de los datos de producción al final de cada uno de los intervalos de producción. Res,: 1028, 1138 y 1414 MM PCS.b) Explicar por qué los cálculos de la parte a) indican la presencia de un empuje hidrostático.c) A partir de un gráfico entre producción acumulativa contra p/z, demostrar que existe un empuje hidrostático.d) Basados en datos de registros eléctricos y de los núcleos, los cálculos volumétricos de la arena “M’’ muestran que el volumen inicial de gas en el yacimiento es 1018 MM PCS. Si la arena está sometida a un empuje hidrostático parcial, ¿cuál es el volumen de agua intruida al final de cada una de las etapas? No existe considerable producción de agua.Res. : 756; 27.000 y 174.200 bl
( )
( )PCSMMGi
PCSMMGpGi
WpWeGiGpa
gigf
gf
wgigfgf
7.1027
0052622.00057004.0
0057004.079
)
=
−×=
−×
=
×−+−×=×
βββ
ββββ
b) Hay presencia de empuje hidrostático debido a que la Presion se estabiliza cerca de la Pinicial y el Bg aumenta cuando ocurre una intrusión de agua.c) Debido a la intrusión de agua en el yacimiento, el Empuje Hidrostático tiende a desviarse sobre el comportamiento de Empuje por depleción. De esta manera se demuestra que el yacimiento tiene Empuje Hidrostático.
Gp contra P/z
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
0 79 221 452
Gp
P/z
Gp contra P/z
( )( )
( )( )
barrilesWe
Gal
Ba
L
Gal
cm
L
ft
cmPCSWe
PCSMMWe
GiGpWe
WpWeGiGp
PCSMMGiParad
gigfgf
wgigfgf
97.755
42785.31000
148.304244
0052622.00057004.010180057004.079
1018)
33
3
=
××××=
−−×=
−−×=
×−+−×=×=
βββββββ
Presión (lpca)
Gp (MMPCS)
Bg (PC/PCS)
Gi (MMPCS)
We (Bl)
3200 0 0,0052622 ---- ----2925 79 0,0057004 1027,69 755,972525 221 0,0065311 1137,50 27009,912125 452 0,007736 1413,48 174269,39
1.20Cuando se inició la producción del campo de gas Sabine, la presión del yacimiento era 1700 Ipca y la temperatura 160 ºF. Después de producir 5,00 MMM PCS (14.7 lpca mas 4 oz y 80 ºF), la presión había caído a 1550 lpca. Si se asume el yacimiento bajo control volumétrico y usando los factores de desviación del problema 21., calcúlese lo siguiente:a) El volumen poroso del yacimiento disponible para hidrocarburos. Res. : 433 *106 p3.b) El gas inicial en el yacimiento, en libras, si su gravedad específica es 0,65. Res.: 2,43 MMM lb.
c) El gas inicial en el yacimiento en PCS (14,7 lpca y 60 ºF) Res: 48,9 MMM PCS.d) La producción de gas en PCS cuando la presión cae a 1530, 1400, 1100, 500 y 200 lpca. Representar gráficamente la recuperación acumulada como función de p/z. Res.: 4,9; 9,6; 18,7; 35,9; 43.9 MMM PCS.e) A partir del gráfico en d), calcular cuánto gas puede descargarse sin usar compresores en un gasoducto de 750 lpca. Res. : 29,3 MMM PCS.f) ¿Cuál es la caída de presión aproximada por MMM PCS producido? Res.: 32 lpca.g) Calcular el mínimo de la reserva inicial si el error en la medición de gas es de ± 5 por ciento y si la desviación de las presiones promedias es de ± 12 lpca cuando se han producido 5 MMM PCS (14,7 lpca más 4 oz y 80 °F) y la presión del yacimiento ha caído a 1550 lpca. Res.: 41,4 MMM PCS.
PCSMMMGiPC
PCSPCGi
VGic
lbMMMGi
PCSPC
PC
PCS
lbmol
lbmol
lbGi
gii
69.54
96.11210484
)
71.2
/008852.0
10484
4.379
18305.18
6
6
=
××=
×=
=
×××=
β
1.21Si durante la producción de 5,00 MMM PCS de gas en el problema anterior, se intruyen 4,00 MM bl de agua en el yacimiento y todavía la presión cae a 1550 lpca, ¿cuál es el gas inicial en el yacimiento? Comparar con el Problema 28(c). Res.: 26,1 MMM PCS.
( )
( )
( )MMMPCSGi
Gi
WeGpGi
WpWeGiGp
PCMMbl
PCblMMWe
gigf
gf
wgigfgf
28
008835.0009779.0
1046.22009779.0105
46.22615.54
69
=−
×−××=
−−×
=
×−+−×=×
=×=
βββ
ββββ
1.22a) El volumen total de la capa de gas del campo de petróleo St. John es de 17000 ac-p cuando la presión del yacimiento ha disminuido a 634 lpcr. El análisis de núcleos muestra una porosidad promedia de 18
por ciento, y una saturación promedia de agua intersticial de 24 por ciento: Se desea aumentar la recuperación de petróleo restableciendo la presión de la capa de gas a 1100 lpcr. Asumiendo que no se disuelve gas adicional en el petróleo en esta operacion, ¿cuál será el volumen requerido en PCS (14,7 lpca y 60 ºF). Los factores de desviación, tanto para el gas del yacimiento como para el gas inyectado son 0,86 a 634 lpcr y 0,78 a 1100 lpcr, ambos a 130 ºF, Res.: 4,1 MMM PCS.b) Si el factor de desviación del gas inyectado es 0,94 a 634 lpcr y 0.88 a 1100 lpcr, y los factores de desviación del gas del yacimiento son los mismos de (a), calcúlese de nuevo el gas requerido. Res.:3,6 MMM PCS. c) ¿Es válida la suposición de que no se disuelve gas adicional en el petróleo del yacimiento?d) Considerando la posibilidad que entre gas en solución y que ocurra producción de petróleo durante la operación de inyección, ¿es el valor calculado en (a) máximo o mínimo? Explicar.e) Explicar por qué los factores de desviación del gas son mayores (menos desviación) para el gas inyectado en parte (b) que para el gas del yacimiento.
( ) ( )( ) ( )
( ) ( )( ) ( )
PCSMMMG
G
SwVbGb
PCSMMMG
G
SwVbGa
req
req
gigfreq
req
req
gigfreq
5.3
43.4094.7424.0118.01700043560
143560)
1.4
20.4455.8424.0118.01700043560
143560)
=
−−×××=
−−×××=
=
−−×××=
−−×××=
ββφ
ββφ
c) Si, pues depende de la presión de rocío, y al incrementar la presión habrá una cantidad de gas que se desprenda. Ademas el yacimiento esta completamente saturado al decir que Rs en el yacimiento es constante, pues no se disuelve más gas.d) Será máximo porque el gas no se disuelve.e) Son mayores porque están afectados por la presión y temperatura.
1.23a) Un pozo se perfora en una capa de gas con el fin de usarlo en operaciones de reciclo, pero resulta en un bloque aislado de la falla. Después de inyectar 50 MM PCS (14,7 lpca y 60 °F), la presión aumenta de 2500 lpca a 3500 lpca. Los factores de desviación del gas son: 0,90 a 3500 lpca y 0,80 a 2500 lpca; la temperatura de fondo es 160 ºF. ¿Cuál es el volumen de gas, en pies cúbicos, almacenado en el bloque de la falla? Res.: 1,15 MM p3.b) Si la porosidad promedia es 16 por ciento, la saturación promedia de agua connata, 24 por ciento, y el espesor medio de la formación productora, 12 pies, ¿cuál es la extensión superficial del bloque de la falla? Res.: 18 acres.
( )
( )
( )
( )acresA
ft
PCSMMA
gfSwh
VA
PCSMMPC
PCSMMPCGib
MMPCVg
Vg
gfgiVgGp
gi
gia
09.18
28.17824.0116.01243560
022.205
143560
022.20528.17815.1)
15.1
005612.0
1
00451.0
11050
11
005612.02500
1604608.002829.0
0045.03500
1604609.002829.0)
6
=−×××
=
−×××=
=×=
=
−×=×
−×=
=+××=
=+××=
βφ
ββ
β
β
1.24El volumen inicial de gas en el yacimiento de la arena “P” del campo Holden calculado a partir de datos de registros eléctricos y de núcleos es de 200 MMM PCS (14,7lpca y 60 °F). La extensión superficial es 2250 acres, la presión inicial 3500 lpca y la temperatura 140 °F. Los datos de presión y producción son:
Presión, lpca Producción, MMM PCS Factor de desviación del gas a 140 ºF3500 0 0,852500 75 0,82
a) ¿Cuál es el volumen inicial del gas en el yacimiento a partir de los datos de presión y producción, asumiendo que no ocurre intrusión de agua? Res.: 289 MMM PCS.b) Asumiendo espesor, porosidad y saturación de agua connata uniformes en la arena, y el volumen de gas en el yacimiento calculado en a) es correcto, ¿cuál es la extensión adicional en acres sobre los límites presentes de la arena “P”? Res.: 1000 acres.c) Si, por otra parte, el gas en el yacimiento calculado a partir de registros eléctricos y datos de núcleos se asume correcto, ¿cuál ha debido ser la intrusión de agua durante la producción de 75 MMM PCS para hacer que los dos valores concuerden? Res.: 22,8 MM bl
( )
( )( )
blMMWe
We
GiGpWec
acresA
A
acresA
A
A
G
Gb
PCSMMMGi
Gi
GiGpa
gigfgf
gigfgf
9.22
0041192.00055634.0102000055634.01075
)
1000
22503251
325110200
102892250
)
2890041192.00055634.0
0055634.01075
)
99
9
9
2
2
1
2
1
9
=−××−××=
−×−×=
=∆−=∆
=×
××=
=
=−
×=
−×=×
βββ
βββ
1.25Explicar por qué los cálculos iniciales de gas en el yacimiento tienden a incluir errores mayores durante la vida inicial de yacimientos de depleción. ¿En qué forma afectarán estos factores las predicciones: aumentándolas o disminuyéndolas? Explicar.
Ocurriría una caída de presión brusca, ademas no se tiene una perspectiva correcta del pozo, y si se produce desprendimiento de gas, este podría estar en solución.
1.26Un yacimiento de gas bajo un empuje hidrostático parcial produce 12,0 MMM PCS (14,7 lpca y 60 °F) cuando la presión promedia de yacimiento cae de 3000 lpca a 2200 lpca. En base al volumen del área invadida se estima que durante el mismo intervalo 5,20 MM bl de agua entran al yacimiento. Si el factor de desviación del gas es 0,88 a 3000 lpca y 0,78 a 2200 lpca a la temperatura de fondo de 170 °F, ¿cuál es el volumen inicial de gas en el yacimiento medido a 14,7 lpca y 60 °F? Res.: 42,9 MMM PCS.
( )
( )
( )
PCSGi
Gi
WeGiGpPCS
PCgf
PCS
PCgi
PCblmmWe
gigfgf
9
69
6
10729.42
005227.0006318.0
1019.29006318.01012
006318.02200
17046078.002829.0
005227.03000
17046088.002829.0
1019.2920.5
×=−
×−××=
+−×=×
=+××=
=+××=
×==
βββ
β
β
1.27Una formación productora de gas tiene un espesor uniforme de 32 pies, una porosidad de 19 por ciento y una saturación de agua connata de 26 por ciento. El factor de desviación del gas es 0,83 a la presión inicial del yacimiento de 4450 lpca y temperatura de 175 °F. (Condiciones normales: 14,7 lpca y 60 °F.)a) Calcular el gas inicial en el yacimiento por acre-pie de roca de yacimiento total. Res.: 1,83 MM PCS.b) ¿Cuántos años necesitará un pozo para agotar el 50 por ciento de una unidad de 640 acres con una rata de producción de 3 MM PCS/dfa? Res.: 17,1 años.c) Si el yacimiento tiene un empuje hidrostático activo de manera que la disminución de la presión del yacimiento es despreciable, y durante la producción de 50,4 MMM PCS de gas, medidos a 14,7 lpca y 60 °F, el agua invade 1280 acres, ¿cuál es la recuperación en porcentaje con empuje hidrostático? Res.: 67,24 por ciento.d) ¿Cuál es la saturación de gas, como porcentaje del espacio poroso total, en la parte invadida de agua del yacimiento? Res.: 24,24 por ciento.
( )
( )( )
ftacre
PCSMMGi
Gi
giSwGiPC
PCS
PCS
PCgia
−=
×−××=×−××=
==+××=
83.1
507.29826.0119.043560
143560
507.29800335.04450
17546083.002829.0)
βφ
β
9 9
9
) 37.435 10 50% 18.7 10
3
118.7 10 17.09
3 365
b Gi PCS PCS
PCSQ MM
díadía año
PCS añosMM PCS días
= × → = ×
=
× × × =
9
9
) 1.83 1280 32
74.957
50.4 10
74.957 10
67.24%
1)
11 0.26
0.67241 0.26
24.24%
MM PCSc Gi acres ft
acre ft
Gi MMM PCS
GpFR
Gi
FR
Swi Sgrd FR
SwiSgr
Sgr
= × ×−
=×= =
×=
− −=−
− −=−
=
1.28Calcular la producción diaria de gas, incluyendo los equivalentes de gas del condensado y del agua, para un yacimiento con los siguientes datos de producción diaria:Producción de gas del separador = 6 MM PCS.Producción de condensado = 100BF (barriles fiscales o a condiciones normales).Producción de gas del tanque de almacenamiento = 21 M PCS.Producción de agua dulce = 10 bls.Presion Inicil del yacimiento= 6000 lpca.Presión actual del yacimiento = 2000 Ipca.Temperatura del yacimiento = 225 ºFContenido de vapor de agua a 6000 lpca y 225 ºF = 0,86 bl/MM PCS Gravedad del condensado = 50 ºAPI.Res.: 6,134 MM PCS.
PCSNpMo
EGo
Mo
Mo
o
o
o
o
5.7519310089.137
78.01330013300
89.13703.1
29.44
96.1379.550
6084
78.0505.131
5.141
=×
=××=
=−×=
=−
=
=+
=
γγγ
γ
PCSGpt
TanqueGasSeparadorGasEGpEGoGpt
PCSSeparadorGasEGp
6
6
10134.6
4.38132101
86.07390
×=
+++=
=
×
××=
CAPITULO II2.1) Un yacimiento de condensado de gas contiene inicialmente 1300 MPCS de gas seco por acre-pie y 115 bl de condensado. Se calcula que la recuperación de gas será de 85 por ciento, y la de condensado, 58 por ciento en comportamiento por depleción. ¿Cuál es el valor de las reservas iniciales de gas y condensado por acre-pie si el precio de venta del gas es 20 centavos por MPCS y el del condensado 2,50 dólares por barril?Res.: 221,00 dólares; 166,75 dólares.
DATOS:
PIE-ACRE
SECO GAS DE MPCS 1300 Gi =
blCONDENSADOGAS 115=
Bl
dolaresCondensadoGasVentadeecio
PCSM
ctvsGasVentadeecio
CondensadoGasdecuperacion
Gasdecuperacion
50.2Pr
.20Pr
%58Re
%85Re
=
=
==
DESARROLLO.
InicialPetroleo
oducidoPetroleoCondensadoGasdecuperacion
DolaresMPCS
ctvsMPCS
MPCSMPCSoducidoGas
MPCS
oducidoGas
InicialGas
oducidoGasGasdecuperacion
PrRe
.221.20.0
*1105
11051300*85.0Pr
1300
Pr85.0
PrRe
=
=
==
=
=
.75.166.1
50.2*.7.66
.7.66.115*58.0Pr
.115
Pr58.0
PrRe
Dolaresbls
Dolaresbls
blsbloducidoPetroleo
bl
oducidoPetroleo
InicialPetroleo
oducidoPetroleoCondensadoGasdecuperacion
=
==
=
=
2.2) La producción diaria de un pozo es de 45,3 bl de condensado y 742 MPCS de gas seco. El peso molecular y gravedad del condensado son 121,2 y 52º API a 60 º F, respectivamente.
Datos.
FApi
Mo
MPCSGp
blsNp
º60@52
2.121
742
.453
====
a. ¿Cuál es la razón gas – petróleo en base del gas seco? Res.:16380.
.6.16379
.3.45
742
Pr
Pr
bls
PCS
bls
MPCS
oducidoPetroleo
oducidoGasRGP ===
b. ¿Cuál es el contenido de líquido expresado en barriles por MMPCS en base del gas seco? Res.: 61,1.
.1.616.16379
.1*10000001000000
16.16379
blsPCS
blsPCSxPCS
blsPCS
==→
→
c. ¿Cuál es el contenido de líquido expresado en GPM en base del gas seco? Res.: 2,57.
GPMGPM
Galonesbls
Galonesbls 566.2
1000
1*2.2566
1
42*.1.61 ==
d. Repítanse partes ( a ), ( b ) y ( c ) expresando los valores en base del gas total o gas húmedo. Res: 17200, 58,1 y 2,44.
.37.17224
3994.45
3.780
.3.7809509597.0
742
*9509597.0sec9509597.0sec
9509597.03994.45
173.43sec
.3994.452264.2173.43
2264.22.121
771.0*350
771.0525.131
5.141
5.131
5.141
173.43
1*41.379
69.16379
4.379
350
4.379
bls
PCSMPCSRGP
MPCSMPCS
HumedoG
humedoGoGhumedoG
oG
humedoG
oG
nt
ngfg
mollbNt
NoNgNt
mollbNo
APIo
mollb
mollb
PCSmollb
bl
PCSRPG
Ng
Mo
oRPGNt
NoNgNt
H ==⇒
==
=⇒=
====
−=+=+=
−==
=+
=+
=
−=
−−
==
+=
+=
γ
γ
.057.5837.1224
.1*10000001000000
137.17224
blsPCS
blsPCSxPCS
blsPCS
==→
→
GPMGPM
Galonesbls
Galonesbls 44.2
1000
1*394.2438
1
42*.057.58 ==
2.3) La producción diaria inicial de un yacimiento de condensado de gas es 186 bl de condensado, 3750 MPCS de gas a alta presión (gas del separador) y 95 MPCS de gas a condiciones normales (gas del tanque). La gravedad del petróleo a condiciones Standard es 51,2º API. El peso específico del gas del separador es 0,712, y el de gas a condiciones normales es 1,30. La presión inicial del yacimiento es 3480 lpca y su temperatura 220 º F. La porosidad promedia disponible para hidrocarburos es 17,2 por ciento. Las condiciones Standard son 14,7 lpca y 60 º F.
DATOS:
)(3750
)(3750
TanqueMPCSGp
SeparadorMPCSGp
==
%2.17
º220
3480
3.1
712.0
2.51
.186
tan
===
=
===
hc
que
separdor
FT
PSiaPi
APIo
blsNp
φ
γγγ
DESARROLLO:
a. ¿Cuál es el peso o gravedad específica promedia de los gases producidos? Res.: 0,727.
7265.010*)953750(
3.1*95000712.0*3750000
*
**
3=
++=
+=
pcs
pcspcsr
GPGP
GPGPr
g
TANQUESEPARADOR
TANQUETANQUESEPARADORSEPARADORg
γγ
b. ¿Cuál es la razón gas – petróleo inicial? Res.: 20700.
.043.20672
.186
)953750(
bls
PCS
bls
MPCSMPCS
P
GRGP
PRODUCIDO
PRODUCIDOI =+==
c. ¿Cuál es el peso molecular aproximado del condensado? Res.: 134,3.
30.1349.52.51
6084 =−
=OM
d. ¿Cuál es el peso o gravedad específica (aire=1,00) del fluido total producido del pozo? Res.: 0,866.
8521.097.28
686.24
686.24504.56
906.1394
504.56304.134
350*7744.0
4.379
043.20672
350
4.379
.906.13947744.0*3504.379
97.28*712.0*043.20672
3504.379
97.28**
===
===
=+=
+=
=+=
+=
Ma
MwGE
nt
mwMw
nt
Mo
oRnt
lbmw
oR
mw g
γ
γγ
e. ¿Cuál es el factor de desviación del gas del fluido inicial del yacimiento (vapor) a la presión inicial? Res.: 0,865.
61.1417
220460(417
3122.5655
3480Pr655
=+==⇒=
===⇒=
Tsc
TperaturaTsrTSC
Psc
esionPsrPSC
Con los datos obtenidos se obtiene de la Fig. 1.3 que z=0.865
f. ¿Cuál es la cantidad inicial de moles en el yacimiento por acre – pie? Res.:4131.
molesn
TRz
Pin
T
ti
14.4131)220460(*73.10*865.0
3480*172.0*43560**
**43560
=+
=
= φ
g. ¿Cuál es la fracción molar de la fase gaseosa en el fluido inicial del yacimiento? Res.: 0,964.
964.0504.56
4.379
043.20672
===T
g n
RGPf
h. ¿Cuáles son los volúmenes iniciales de gas seco y condensado en el yacimiento por acre – pie? Res.: 1511 y 73,0
pieacre
blsPcsMM
RGP
GPNp
NP
GPRGP
pieacre
MMPcs
mo
PCSmolesmoleson
humedon
on
−===
=
−===
=
73043.20672
.51.1
.51.11
4.379*4189.398214.4131*964.0sec
964.0sec
2.4) (a) Calcular el factor de desviación del gas, a 5820 lpca y 265 º F, para el fluido de condensado de gas cuya composición se presenta en la tabla 2.1. Úsense los valores críticos de C3 para la fracción C7. Res.: 1,072.
DATOS:
ComponentePetról
eo negro
Petróleo volátil
Condensado de gas
Gas seco
Gas
C1 48.83 64.36 87.07 95.8586.6
7C2 2.75 7.52 4.39 2.67 7.77C3 1.93 4.74 2.29 0.34 2.95C4 1.60 4.12 1.74 0.52 1.73C5 1.15 2.97 0.83 0.08 0.88C6 1.59 .38 0.60 0.12C7
+ 42.15 14.91 3.80 0.42
Sumatoria 100,00 100,00 100,00 100,0100,
0
Peso molecular del
C7+
225181 112 157
RGP, PCS/bl.625 2.000 18.200
105000
Inf.
Gravedad a condiciones
normales API34.3 50.1 60.8 54.7
Color del fluido
Negro verdos
o
Anaranjado natural
Pajizo claroCristal agua
Presión= 5820 lpca.
Temperatura: 265 ºF
ComponenteCondensad
o de gas (%)
Peso molecular
Presión critica
Temp. critica
C1 87.07 16.04 673.1 343.2C2 4.39 30.07 708.3 549.9C3 2.29 44.09 617.4 666.0C4 1.74 58.12 550.1 765.7C5 0.83 72.15 489.8 846.2C6 0.60 86.17 440.1 914.2C7
+ 3.80 112.28 363.2 1024.9 C8 128.32
ComponenteCondensad
o de gas (%)
Presión critica
Cond. Gas * PC.
Cond. Gas * TC.
C1 87.07 673.1 585 299.52C2 4.39 708.3 31.125 24.15C3 2.29 617.4 14.15 5.25C4 1.74 550.1 9.59 13.33C5 0.83 489.8 4.03 7.03C6 0.60 440.1 2.60 5.49C7
+ 3.80 363.2 13.8016 38.94660.30 403.72
Psc=660.30Tsc=403.72
195.172.403
725
8141.830.660
5820
===
===
Tsc
TTsr
Psc
PPsr
Con los datos obtenidos se obtiene de la Fig. 1.3 que z=1.072
(b) Si la mitad de los butanos y toda la fracción de pentanos y compuestos más pesados se recuperan como líquidos, ¿Cuál es la razón gas – petróleo inicial? Compárese con las razones gas – petróleo medidas. Res.: 15300.
Componente Gal/MPcs Fm*Gal/MPcs
C1 14.6 12.7122C2 19.6 0.86044C3 27.46 0.6288C4 31.44 0.2735 0.2735C5 36.14 0.299C6 41.03 0.246C7
+ 51.09 1.941422.75992
BF
PCS
gal
blsgal
PCSRGP 832.15217
42
.1*75992.2
1000==
2.5) Calcular la composición del líquido retrógrado del yacimiento a 2500 lpca a partir de los datos de las tablas 2.4 y 2.5 y el ejemplo 2.3. Suponer que el peso molecular de la fracción de heptanos y compuestos más pesados es la misma que el del fluido inicial del yacimiento. Res.: C1 – C7
+; 0,405; 0,077; 0,055; 0,065; 0,056; 0,089; 0,253.
Con balance de materiales sabemos que:
F=L+VDonde:F= Moles totales en el sistema.V= Moles totales de gas en el equilibrio.L=Moles totales de liquido al equilibrio.
Para un componente tenemos entonces que:
YiVXiLZiF +=
Entonces para la solución del problema se lo hace mediante error y calculo asumiendo que F=1.
Dando como resultados:
componentes Fracción molar
k@2500 y 195
Si L=0.1V=0.9
Si L=0.077V=0.923
L+VK Z/L+VK L+VK Z/L+VKC1 0.783 2.00 1.9 0.412 1.923 0.407C2 0.077 1.00 1.0 0.077 1.00 0.077C3 0.043 0.76 0.784 0.055 0.779 0.055C4 0.028 0.38 0.442 0.063 0.428 0.065
C5 0.019 0.29 0.361 0.053 0.345 0.055C6 0.016 0.11 0.199 0.080 0.179 0.089C7
+ 0.034 0.063 0.157 0.217 0.135 0.2520.957 1.000
k) Se obtuvo del texto ” ENGINEERING DATA BOOK ”, Natural Gas Processors Suppliers Association.
2.6) Estimar las recuperaciones de gas y condensado del yacimiento del ejemplo 2.3 con empuje parcial hidrostático, si la presión del yacimiento se estabiliza a 2500 lpca. Asúmase una saturación residual de hidrocarburos de 20 por ciento y F=52,5 por ciento. Res.: 681,1 MPCS acre-pie; 46,3 bl/acre-pie.
RECUPERACION POR DEPLECION HASTA 2500 Psia.
DE LA TABLA 2.5:
pieacre
MPCSGhumedo −
= 1.240
pieacre
MPCSG o −
= 1.225sec
pieacre
blsGcondensado −
= .3.15
RECUPERACION POR EMPUJE HIDROSTATICO COMPLETO A 2500
En el vapor en el yacimiento a 2500 Psia, antes del empuje Hidrostático es:
pieacre
PV
V
SgrV
pieacre
PV
pieacre
PV
V
HCparainicialvolumendelV
empujedeldespuesagua
empujedeldespuesagua
empujedeldespuesagua
inicialagua
trogadacondensado
trogadacondensado
trogadacondensado
−=
−=
−=−
==
−=
−=
=
3
3
3
Re
Re
Re
8172
)2.01(*25.0*43560
)1(**43560
32673.0*25.0*43560
1.503
)3.01(*25.0*43560*066.0
%6.6
φ
pieacre
MPCS
−= 2.1210
655*73.10*794.0*1000
9.7119*2500*4.379
La recuperación fraccional de fase vapor por empuje hidrostático completo a 2500 es:
.14700sec
1.225
1.240sec
5.2
5.4862.1210*402.0
402.0525.0*7648.0Re
.%52
7648.09.7119
9.16749.7119
Bls
PCShumedooGas
humedoGas
oGas
TablalaDe
pieacre
MPCSVapordeContenido
cuperacion
F
=−
==
−==
===
=−
Gas seco por Empuje Hidrostático a 2500 Psia.
pieacre
MPCS
−= 1.456
1.240
1.225*5.486
Gas condensado por Empuje Hidrostático a 2500 Psia.
pieacre
MPCS
−= 1.33
14700
1000*5.486
Gas seco recuperado:
pieacre
MPCS
−=+ 2.6811.4561.225
Condensado recuperado:
pieacre
Bls
−=+ .
4.481.333.15
2.7) Calcular el factor de recuperación en una operación de reciclo de un yacimiento de condensado si la eficiencia de desplazamiento es 85 por
ciento, la eficiencia de barrido 65 por ciento y el factor de estratificación de permeabilidad 60 por ciento. Res.: 0,332
DESARROLLO
Eficiencia de desplazamiento 85% = 0.85Eficiencia de barrido 65% = 0.65 Factor de Estratificación 60% = 0.60
2.8) Los siguientes datos se obtuvieron del análisis de una muestra recombinada del gas y condensado del separador. El experimento se hace en un recipiente de PVT cuyo volumen inicial disponible para hidrocarburos es 3958,14 cm3. Los GPM de gas húmedo y las razones gas seco – petróleo se calcularon a partir de los factores o constantes de equilibrio, K, usando la producción obtenida de un separador que opera a 300 lpca y 70 º F. La presión inicial del yacimiento es 4000 lpca (valor muy cercano a la presión del punto de rocío), y la temperatura 186 º F.
DATOS:
314,3958)( cmHCVi =
FT
lpcaPiyac
ocíoPiyac
FsepT
lpcasepP
186
4000
Pr
70)(
300)(
=
=≅=
=
a. En base al contenido inicial de gas húmedo en el yacimiento 1,00 MMPCS, cuáles son las recuperaciones de gas húmedo, gas seco y condensado en cada intervalo de presión, si se considera empuje por depleción. Res.: De 4000 a 3500 lpca, 53,71 MPCS; 48,46 MPCS y 5,85 bl.
33
6
3
3
6
179,3961003961,0*1000,1
00417,03500
)186460(*799,0*02829,0
003961,04000
)186460(*867,0*02829,0
35004000
1000,1
ftPCS
ftPCSxVp
PCS
ftgf
PCS
ftg
lpcaalpcadedepleciónporempujeconsideraSe
PCSxGi
==
=+=
=+=
=
β
β
3315,0
60,0*65,0*85,0
==
FR
FR
PCSxGp
Gp
ftGp
3
3
10707,53
)186460(*73*10*799,0
229*3500
4,379
00417,0
1
003961,0
1*179,3961
=+
=
−=
blGL
MPCS
MMPCS
gal
blgalPCSxGL
8541,5
1000
1*
42
1*578,4*10707,53 3
=
=
MPCSbl
PCSblGs
RGsPGLGs
48,48283,8*854,5
*
==
=
b. ¿Cuáles son los volúmenes de gas seco y condensado inicialmente en el yacimiento en 1,00 MMPCS de gas húmedo. Res.: 891,6 MPCS; 125,1 bl.
blMPCS
MMPCS
gal
blgalPCSxGL
PCSxGi
095,1251000
1*
42
1*254,5*1000,1
1000,1
6
6
==
=
MPCSbl
PCSblGs
RGsPGLGs
6,891127,7*095,125
*
==
=
DATOS DEL PROBLEMA 2.8 Composición en porcentaje molar
Presión, lpca 4000 3500 2900 2100 1300 605
CO2 0,18 0,18 0,18 0,18 0,19 0,21N2 0,13 0,13 0,14 0,15 0,15 0,14C1 67,72 63,10 65,21 69,79 70,77 66,59C2 14,10 14,27 14,10 14,12 14,63 16,06C3 8,37 8,25 8,10 7,57 7,73 9,11
i – C4 0,98 0,91 0,95 0,81 0,79 1,01
n – C4 3,45 3,40 3,16 2,71 2,59 3,31
i – C5 0,91 0,86 0,84 0,67 0,55 0,68n – C5 1,52 1,40 1,39 0,97 0,81 1,02
C6 1,79 1,60 1,52 1,03 1,73 0,80
C7+ 6,85 5,90 4,41 2,00 1,06 1,07
Sumatoria 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00
Peso molecular del C7
+143 138 128 116 111 110
Z del gas a 186 º F para el gas húmedo o total
0,867 0,799 0,748 0,762 0,819 0,902
Producción de gas húmedo, cm3
a T y P del recipiente.
0 224,0 474,0 1303 2600 5198
GPM de gas húmedo (calculado)
5,254 4,578 3,347 1,553 0,835 0,895
Razón gas seco - petróleo
7127 8283 11621 26051 49312 45872
Líquido retrógrado, por ciento del volumen del recipiente
0 3,32 19,36 23,91 22,46 18,07
2.9) Si el líquido retrógrado en el yacimiento del problema 2.8 comienza a fluir cuando la saturación alcanza el 15 por ciento, ¿cuál será el efecto sobre la recuperación de condensado?.
Si se tiene flujo de dos fases: de gas y de liquido retrogrado, parte del liquido formado por condensación retrograda queda atrapado como fase liquida inmóvil dentro de los poros de la roca, esto con lleva a que la recuperación de condensado sea menor aquella pronosticada suponiendo flujo monofásico.
2.10) Si la presión inicial del yacimiento en el problema 2.8 es 5713 lpca y el punto de rocío es 4000 lpca, ¿cuáles son las recuperaciones adicionales por acre-pie de gas húmedo, gas seco y condensado? El factor de desviación del gas es 1,107 a 5713 lpca y los valores de GPM y RGP (GOR), entre 5713 y 4000 lpca son los mismos que a 4000 lpca. Res.: 104 MPCS; 92,7 MPCS y 13,0 bl.
De la formula:
WpBwWeBGiBGfGiBgfGp *)(* −+−=
.4000@5173 PsiaGp =
MPCSSecoGas
Blsgal
bls
MPCS
galMPCSCondensado
MPCSGp
Pf
ZfTfPi
ZiTi
GiBgf
BgiGi
Bgf
BgiBgfGiGp
53.941000
7127*26.13
.26.1342
.1*254.5*03.106
03.106
5713*867.0
4000*107.11*10
0282692.0
0282692.01*)1(*
)( 6
==
==
=
−=
−=−=−=
2.11) Calcular el valor de los productos recuperados por cada mecanismo con referencia a la tabla 2.9, si se asume:
a. 2,00 dólares por barril de condensado y 10 centavos por MPCS de gas.
Mecanismo de recuperación
Recuperación de
condensado (bl/ acre-pie )
Recuperación de fluido total (MPCS/ acre-
pie )Fluido inicial en el yacimiento 143.2 1441Empuje por depleción hasta 500 psia
71.6 1200
Empuje hidrostático a 2960 psia 81.8 823Depleción hasta 2000 Psia 28.4 457
Empuje hidrostático a 2000 Psia 31.2 553Total por empuje hidrostático total
59.6 1010
dolarescuperadosoductoslosdeValor
DolaresMPCS
ctvsMPCS
Dolaresbls
dolares
pieacre
bls
5.4301.1444.286RePr
1.144.10.0
*1441
.4.286.
2*2.143
=+=
=
=−
dolarescuperadosoductoslosdeValor
DolaresMPCS
ctvsMPCS
Dolaresbls
dolares
pieacre
bls
2.2631202.143RePr
120.10.0
*1200
2.143.
2*6.71
=+=
=
=−
dolarescuperadosoductoslosdeValor
DolaresMPCS
ctvsMPCS
Dolaresbls
dolares
pieacre
bls
9.2453.826.163RePr
3.82.10.0
*823
6.163.
2*8.81
=+=
=
=−
dolarescuperadosoductoslosdeValor
DolaresMPCS
ctvsMPCS
Dolaresbls
dolares
pieacre
bls
5.1027.458.56RePr
7.45.10.0
*457
8.56.
2*4.28
=+=
=
=−
dolarescuperadosoductoslosdeValor
DolaresMPCS
ctvsMPCS
Dolaresbls
dolares
pieacre
bls
7.1173.554.62RePr
3.55.10.0
*553
4.62.
2*2.31
=+=
=
=−
dolarescuperadosoductoslosdeValor
DolaresMPCS
ctvsMPCS
Dolaresbls
dolares
pieacre
bls
2.2201012.119RePr
101.10.0
*1010
2.119.
2*6.59
=+=
=
=−
b. 2,50 dólares por barril y 20 centavos por MPCS
dolarescuperadosoductoslosdeValor
DolaresMPCS
ctvsMPCS
Dolaresbls
dolares
pieacre
bls
2.6462.288358RePr
2.288.20.0
*1441
358.
5.2*2.143
=+=
=
=−
dolarescuperadosoductoslosdeValor
DolaresMPCS
ctvsMPCS
Dolaresbls
dolares
pieacre
bls
419240179RePr
240.20.0
*1200
179.
5.2*6.71
=+=
=
=−
dolarescuperadosoductoslosdeValor
DolaresMPCS
ctvsMPCS
Dolaresbls
dolares
pieacre
bls
1.3695.1645.204RePr
6.164.20.0
*823
5.204.
5.2*8.81
=+=
=
=−
dolarescuperadosoductoslosdeValor
DolaresMPCS
ctvsMPCS
Dolaresbls
dolares
pieacre
bls
4.1624.9171RePr
4.91.20.0
*457
71.
5.2*4.28
=+=
=
=−
dolarescuperadosoductoslosdeValor
DolaresMPCS
ctvsMPCS
Dolaresbls
dolares
pieacre
bls
6.1886.11078RePr
6.110.20.0
*553
78.
5.2*2.31
=+=
=
=−
dolarescuperadosoductoslosdeValor
DolaresMPCS
ctvsMPCS
Dolaresbls
dolares
pieacre
bls
351202149RePr
202.20.0
*1010
149.
5.2*6.59
=+=
=
=−
c. 2,50 dólares por barril y 30 centavos por MPCS.
dolarescuperadosoductoslosdeValor
DolaresMPCS
ctvsMPCS
Dolaresbls
dolares
pieacre
bls
3.7903.432358RePr
3.432.30.0
*1441
358.
5.2*2.143
=+=
=
=−
dolarescuperadosoductoslosdeValor
DolaresMPCS
ctvsMPCS
Dolaresbls
dolares
pieacre
bls
539360179RePr
360.30.0
*1200
179.
5.2*6.71
=+=
=
=−
dolarescuperadosoductoslosdeValor
DolaresMPCS
ctvsMPCS
Dolaresbls
dolares
pieacre
bls
4.4519.2465.204RePr
9.246.30.0
*823
5.204.
5.2*8.81
=+=
=
=−
dolarescuperadosoductoslosdeValor
DolaresMPCS
ctvsMPCS
Dolaresbls
dolares
pieacre
bls
1.2081.13771RePr
1.137.30.0
*457
71.
5.2*4.28
=+=
=
=−
dolarescuperadosoductoslosdeValor
DolaresMPCS
ctvsMPCS
Dolaresbls
dolares
pieacre
bls
9.2439.16578RePr
9.165.30.0
*553
78.
5.2*2.31
=+=
=
=−
dolarescuperadosoductoslosdeValor
DolaresMPCS
ctvsMPCS
Dolaresbls
dolares
pieacre
bls
452303149RePr
303.30.0
*1010
149.
5.2*6.59
=+=
=
=−
Res.: (a) 430,50, 262,30, 245,90, 220,20 dólares; (b) 646,00, 419,00, 369,10, 351,00 dólares; (c) 790,30, 539,00, 452,40, 452,30 dólares.
2.12) En un estudio de PVT de un fluido de condensado de gas, 17,5 cm3
de gas húmedo (vapor), medidos a la presión del recipiente o celda de prueba de 2500 lpca y temperatura de 195 º F, se pasan a un recipiente de baja presión, donde existe vacío, y cuyo volumen de 5000 cm3 se mantiene a 350 º F para prevenir la formación de líquido por expansión. Si la presión del recipiente aumenta a 620 mmHg, ¿cuál es el factor de desviación del gas en recipiente o celda de prueba a 2500 lpca y 195 º F, asumiendo que el gas del recipiente se comporta idealmente? Res.: 0,790.
Datos:
250ªF5000cm3
620mmHgZ=1
17.5cm3
2500psia195ªF
psiaXmmHg
psiammHg
12620
7.14760
=→→
( ) ( )
790.0
250460*1
5000*12
195460*
17.5cm*2500psia 33
1
11
=
+=
+
=
Z
R
cmpsia
RZ
RT
VP
ZRT
PV
oo
2.13) Con las suposiciones del ejemplo 2.3 y los datos de la tabla 2.4, demuéstrese que la recuperación de condensado entre 2000 y 1500 lpca es 13,3 bl/acre-pie, y la razón gas seco – petróleo es 19010 PCS/bl.
Fypsiapacrepcc
ccV º1951500@/65.2738
5.947
4.340*7623 3 −==∆
El gas producido de 2000 a 1500 psia es:
pacreMPCSGP −=+
=∆ /58.265)460195(*73.10*835.0*1000
65.2738*1500*4.379
La fraccion molar recuperada como liquido es:
pacreMPCS
Gl
nl
−==+++=∆
=+++=∆
/462.13
58.265*025.058.265*00975.058.265*008.058.265*0675.0
0495.0025.0013.0*75.0016.0*50.0027.0*25.0
Este volumen lo convertimos en vlumen de liquido usando los valores de C4, C5, C6 y C7 de gal/MPCS
blPCSN
GR
pacreMPCSG
blgalN
o
o
/190001000*3.13
43.252
/43.252)0495.01(58.265
3.1362.55771.47*6395.64103*5894.232.36*1246.23204*7927.1
sec
sec
==∆
∆=
−=−=∆==+++=∆
CAPITULO III3.1 Si la gravedad del petróleo del yacimiento Big Sandy a condiciones normales es 30ºAPI y la gravedad específica de su gas en solución es 0.80, ¿Cual es el factor volumétrico monofasico a 2500 lpca a partir del grafico de correlación de la fig.3.4?
En la tabla 3.1 se obtiene la Razón gas-petróleo = 567PCS/BF a 160ºF.
Se entra en la figura 3.4 con RGP=567PCS/BF, se interseca γg= 0.80, 30ºAPI, 160ºF y nos da el valor del Factor Volumétrico= 1.32BL/BF
Res: βo=1.32BL/BF3.2 a) Un agua connata tiene 20000 ppm de sólidos a una presión del yacimiento de 4000 lpca y temperatura de 150°F. ¿Cuál es su compresibilidad? Res: 3,2 x10-6.
De la grafica 3.14 se obtiene:Solubilidad del gas natural en agua = 17.5 PC/BLFactor de corrección= 0.9
15.75 PC/BLDe la grafica 3.15 se obtiene:
Compresibilidad del agua = 2.83 x 10-6
Factor de corrección = 1.14 3.22 x 10-6
b) ¿Cual es el factor volumétrico del agua? Res: 1,013 bl/BFDe la tabla 3.7 obtenemos el factor volumétrico del agua:
BFblx
w /0133.15.17
0073.075.150067.1 =+=β
3.3 Calcular la razón gas petróleo producida de la zona Gloyd-Mitchell del campo Rodessa al cabo de nueve meses a partir de los datos de la tabla 3.5.
Meses
después de
comenzar
la producción
Numero de pozos
Prod. Diaria
prom. De petróleo, barriles
RGP diaria
promedia,
PCS/BF
Presión Promedia, lpca
Prod. Diaria
de petról
eo por
pozo, barril
es
Prod. Mensual
de petróleo
, barriles
Prod. Cumulativa de
petróleo,
barriles
Prod mensual de gas,
MPCS
Prod. Cumulat
iva de gas,
MPCS
RGP cumulati
va, PCS/BF
1 2 400 625 2700 200 12160 12160 7600 7600 625
2 1 500 750 2700 500 15200 27360 11400 19000 694
3 3 700 875 2700 233 21280 48640 18620 37620 773
4 4 1300 1000 2490 325 39520 88160 39520 77140 875
5 4 1200 950 2490 300 36480 124640
34656 111796 897
6 6 1900 1000 2490 316 57760 182400
57760 169556 930
7 12 3600 1200 2280 300 109440 291840
131328
300884 1031
8 16 4900 1200 2280 306 148960 440800
178752
479636 1088
9 21 6100 1400 2280 290 185440 626240
259616
739252 1181
Nota: mes = 365 días /12 meses = 30.4 días/mes3.4.- Con el fin de determinar a) el gas en solución, b) el factor volumétrico del petróleo como función de presión, se hicieron experimentos con una muestra de liquido del fondo del campo de petróleo La Salle.
La presión inicial del yacimiento es 3600 lpca y la temperatura de fondo 160 °F, por consiguiente, todas las medidas en el laboratorio se hicieron a 160 °F. Los siguientes datos, en unidades prácticas, resultaron:
Presión lpca Gas en soluciónPCS/BF a 14,7 lpcaY 60°F
Factor volumétricoDel petróleo , bl/BF
3600 567 1,3103200 567 1,3172800 567 1,3252500 567 1,3332400 554 1,3101800 436 1,2631200 337 1,210600 223 1,140200 143 1.070
a) ¿Qué factores afectan a la solubilidad de gas en petróleo crudo?
1. La presión
2. Temperatura
3. Composición del gas y crudo
a) Constrúyase un grafico entre gas en solución y presión.
Gas en solución Vs Presión
0
100
200
300
400
500
600
0 1000 2000 3000 4000Presión lpca
Raz
on
gas
dis
uel
to -
pet
role
o
PC
S/B
F
b) Inicialmente ¿El yacimiento se encontraba saturado o subsaturado? Explicar.
Subsaturado porque la presión inicial hasta la presión de 2500 lpca se encuentra por encima de la presión de burbuja y esto implica que no existe gas libre en contacto con el petróleo, es decir no existe una capa de gas, a partir del punto de saturación la presión empieza a decaer.
c) ¿Tiene el yacimiento una capa inicial de gas?
No debido a que es un Yacimiento Subsaturado
d) A partir del grafico dibujado en la parte b) ¿cuál es la solubilidad del gas en la presión de 200 a 2500 lpca, en unidades de PCS/BF/lpca?
Rs=Rsi-RsPi-P
Rs=567-143PCS/BF2500-200PSI
Rs=0,184PCSBF/PSI
Rs=2500-200PSI567-143PCS/BF
Rs=5,42PSI/PCSBF
e) Asumiendo que la acumulación de gas por barril de petróleo a condiciones normales es de 1000 PCS en vez de 567 PCS ¿Cuánto gas en solución habría a 3600 lpca? en estas circunstancias, ¿Cómo se clasifica el yacimiento: saturado o subsaturado?
BF
PCSRsipsi
BF
PCS
psiBF
PCSRs
7702003600
143/1843478.0
/01843478.0
=−−=
=∆
3.5 A partir de los datos de la muestra de fluido de fondo presentados en el problema 3.4.
presió Gas en solución Factor
nlpca
PCS/BF a 14,7 lpcaY 60°F
Volumétricodel petróleo, bl/BF
3600 567 1,3103200 567 1,3172800 567 1,3252500 567 1,3332400 554 1,3101800 436 1,2631200 337 1,210600 223 1,140200 143 1,070
a) Constrúyase un grafico del factor volumétrico del petróleo como función y presión.
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1
1.2
1.4
0 1000 2000 3000 4000
Serie1
b) Explicar el cambio brusco de pendiente en la curva.
El cambio brusco en la pendiente de la curva se da debido a que el gas que se encontraba en solución en el petróleo hasta la presión de burbuja es liberado y por tal motivo el factor volumétrico del petróleo disminuye.
c) Por que la pendiente por encima de la presión de saturación es negativa y menor que la pendiente positiva por debajo de la presión de saturación?
La pendiente por encima de la presión de saturación es negativa debido a la expansión liquida que poseen los fluidos y es menor debido a que la caída de presión por encima del punto de burbuja decae rápidamente.
d) Si el yacimiento contiene inicialmente 250MM barriles de petróleo a condiciones del yacimiento, Cual es el número de barriles en el yacimiento a condiciones fiscales (BF)?
BF
BlsBo =
Bo
BlsBF =
BFBls
BlsBF
/310.1
10*250 6
=
MMBFBF 8,190=
e) Cual es el volumen inicial de gas disuelto en el yacimiento?
BN
GiRsi =
BNRsiGi *=
MMMPCSBFBF
PCSGi 2.10810*8.190*567 6 ==
f) Cual será el factor volumétrico del petróleo, FVP, cuando la presión de fondo del yacimiento sea prácticamente iguala la atmosférica (es decir, no existe gas en solución)? Asúmase que el coeficiente de dilatación del petróleo fiscal es 0,0006 por °F.
BFBlsVT
VT
TVVT
/06.1
))60160(0006.01(*1
))60(1(60
=−+=
−+= β
g) Cual es el factor de contracción o merma a 2500 lpca?
BlsBFBo
FCM /75.0333.1
11 ===
h) Expresar el FVP a 2400 lpca en unidades de pies cúbicos por barril fiscal.
BF
p
Bls
p
BF
BlsPSIaBo
33
356.7615.5
*310.12400 =→
3.6 Un petróleo tiene un FVP de 1.340 y una razón gas en solución – petróleo Rs de 500 PSC/BF ; la gravedad o peso específico del gas es 0.75. La gravedad del petróleo fiscal es 40ºAPI a 60ºF .
SOLUCIÓN
Fº @60 40 APIº
0.75 g
PCS/BF 500 Rs
By/Bf 1.340
====
γ
βo
a) Cual es la gravedad especifica del líquido en el yacimiento.
lb/PC 42.23 340.1
.750 * 500* 0.01362 .8250* 2.46
* Rs* 0.01362 * agua
=
+=
+=
O
O
o
goO
ρ
ρ
βγγρ
ρ
0.676 lb/PC 4.62
lb/PC 42.23
=
=
LIQUIDO
LIQUIDO
γ
γ
b) ¿Cuál es la gravedad API del liquido en el yacimiento?
77.5
131.5 - 676.0
141.5
131.5 - 141.5
5.131
141.5
=
=
=
+=
API
API
API
API
LIQUIDO
LIQUIDO
γ
γ
c) ¿Cuál es el gradiente del líquido en el yacimiento?
0.825 405.131
141.5
5.131
141.5
=+
=
+=
o
o
o API
γ
γ
γ
PSI/Pie 293.0 liquido del radiente
PSI/Pie 433.0*677.0 liquido del radiente
agua del gradiente * liquido del radiente
==
=
G
G
G LIQUIDOγ
3.7 Un tanque de 1000 p3 contiene 85 BF de petróleo crudo y 20000(a 14.7 lpca y 60ºF) de PCS de gas , ambos a una temperatura de 120ºF. Cuando se logra equilibrio , es decir, cuando se ha disuelto el máximos de gas que se va a disolver en el petróleo, la presión en el tanque es 500 lpca. Si la solubilidad del gas en el petróleo crudo es 0.25 PCS/BF/lpc y el factor de desviación del gas a 5000 lpca y 120ºF es 0.90, ¿cuál será el FVP a 500 lpca y 120ºF?
SOLUCIÓN
Datos:
Vo= 85 BF
Vg= 20000 PCS @14.7 lpca
PTANQUE =500 LPCA
Rs = 0.25 PCS/BF/lpca
Z @ 500 lpca = 0.90
FVO @ 500 lpca y 120ºF =?
500lpca @ PCS/BF 125 Rs
500lpca * /lpca0.25PCS/BF Rs
BF 178.25 PC 5.61
B 1 * PC 1000
=
=
=
PCS 10625 solución en GasBF
PCS PCS 125 * BF 85 solución en Gas
Rs * Vo solución en Gas tanque el en
=
=
=
B/BF 1.517 β
BF 85
B 128.955 β
B 128.955 Vo
PC 5.61
B 1 * PC 723.44 Vo
Vg VoV
o
o
T
=
=
=
=
+=
3.8 a) ¿La compresibilidad de un líquido de yacimiento por encima del punto de burbujeo esta basada en volúmenes a condiciones del yacimiento o a condiciones normales?
La compresibilidad de un líquido de yacimiento por encima del punto de burbujeo esta basado en volúmenes de yacimiento.
b) Calcular la Compresibilidad promedia del líquido en el yacimiento del campo LaSalle por encima del punto de burbujeo, con referencia al volumen a la presión inicial.Datos
BFBloi
BFBlob
lpcaPi
lpcaPb
/310.1
/333.1
3600
2500
==
==
ββ
1610*96.15
)25003600(*/310.1
/310.1/333.1
)(**
*1
−−=−
−−=
−−−=−=
lpcCo
lpcalpcaBFBl
BFBlBFBlCo
PbPioi
oiob
dPV
dVCo
βββ
c) Calcular la compresibilidad promedia entre 3600 y 3200 lpca, 3200 y 2800 lpca, y entre 2800 y 2500 lpca con referencia al volumen a la presión mayor en cada caso.
Presión (lpca)
Factor Volumétrico del Petróleo (Bl/BF)
3600 1,3103200 1,3172800 1,325
PCY 276.56 VgPCS
PCY 0.0295 * PCS 9375 Vg
PCS 9375 Gf
)PCS 10625 - 20000 ( Gf
solución en Gas - inicial Gas Gf
PC/PCS 0.0295 β500
460)(120*0.9 0.0282692 β
P
T*Z 0.0282692 β
g
g
g
=
=
===
=
+=
=
2500 1,333
De 3600 a 3200
1610*358.13
)32003600(*/310.1
/310.1/317.1
)(**
*1
−−=−
−−=
−−−=−=
lpcCo
lpcalpcaBFBl
BFBlBFBlCo
PbPioi
oio
dPV
dVCo
βββ
De 3200 a 2800
1610*186.15
)28003200(*/317.1
/317.1/325.1
)(**
*1
−−=−
−−=
−−−=−=
lpcCo
lpcalpcaBFBl
BFBlBFBlCo
PbPioi
oio
dPV
dVCo
βββ
De 2800 a 2500
1610*126.20
)25002800(*/325.1
/325.1/333.1
)(**
*1
−−=−
−−=
−−−=−=
lpcCo
lpcalpcaBFBl
BFBlBFBlCo
PbPioi
oio
dPV
dVCo
βββ
d) ¿Cómo varia la compresibilidad con la presión por encima del punto de burbujeo? Explicar por que.
La compresibilidad aumenta mientras la presión del yacimiento disminuye ya que los valores mayores corresponden a altas gravedades API, mayores cantidades de gas disuelto y a mayores temperaturas.
e) ¿Cuál es el intervalo común de variación de las compresibilidades de líquidos en yacimientos?La compresibilidad de petróleo varía de 5 a 100x10-6 lpc-1
f) Convertir la compresibilidad de 15x 10-6 lpc-1 a barriles por millón de barriles por lpc
MMBllpcBlsCo
Bllpcx
Co
lpcxCo
/15
*1015
1
1015
16
16
=
=
=
−−
−−
3.9 Usando los símbolos de letras para ingeniería de yacimientos, expresar los siguientes términos para un yacimiento volumétrico subsaturado:
a) Petróleo inicial en el yacimiento en barriles fiscales.
oiNxVo β=
b) La recuperación fraccional después de producir Np BF.
100xo
oior
N
Np
βββ −==
c) El volumen ocupado por el petróleo (liquido) remanente después de producir Np BF.
oio
NpoN
βββ
−= ..
d) Los PCS de gas producido.
RpNpGp .=
e) Los PCS de gas inicial.
RsiNGi .=
f) Los PCS de gas en el petróleo sobrante.
( ) RsNpNGs .−=
g) Por diferencia, los PCS de gas liberado o libre en el yacimiento después de producir Np BF.
( ) RpNpRsNpNRsiNGf .... −−−=
h) El volumen ocupado por el gas liberado o gas libre.
VoVoiVg −=
3.10 A partir de las características del fluido del yacimiento 3-A-2 presentadas en la figura 3.7
a) Calcular la recuperación en tanto por ciento cuando la presión disminuye a 3550, 2800, 2000, 1200 y 800 lpca, asumiendo que el yacimiento pueda explotarse con una razón gas-petróleo producida cumulativa constante e igual a 1100 PCS/BF. Dibujar las recuperaciones en tanto por ciento como función de presión.
A T = 190ºF
PRESIÓN(lpca)
Rp(PCS/BF)
βo(bbl/BF)
Z(-)
βg(bbl/PCS)
Rs(PCS/BF)
r(%)
3550 1100 1.60 0.895 0.000825 1100 1.82800 1100 1.52 0.870 0.001018 900 8.92000 1100 1.44 0.870 0.001400 700 21.81200 1100 1.36 0.900 0.002500 500 44.6800 1100 1.32 0.930 0.003800 400 60.6
b) Para demostrar el efecto de una alta RGP sobre la recuperación, calcular de nuevo las recuperaciones asumiendo una RGP producida acumulativa constante e igual a 3300 PCS/BF. Dibujar las recuperaciones en tanto por ciento como función de presión en el mismo papel del gráfico anterior en parte a)
PRESIÓN(lpca)
Rp(PCS/BF)
βo(bbl/BF)
Z(-)
βg(bbl/PCS)
Rs(PCS/BF)
r(%)
3550 3300 1.60 0.895 0.000825 1100 0.872800 3300 1.52 0.870 0.001018 900 3.872000 3300 1.44 0.870 0.001400 700 8.501200 3300 1.36 0.900 0.002500 500 15.4800 3300 1.32 0.930 0.003800 400 19.5
c) ¿Cómo es afectada aproximadamente la recuperación en porcentaje si se triplica la razón gas-petróleo producida?
Es afectada en 3 veces aproximadamente.
d) ¿Es razonable decir que para aumentar la recuperación, pozos con altas razones gas-petróleo deben reacondicionarse o cerrarse?
Sí, porque al aumentar la relación gas-petróleo producida disminuye notablemente la recuperación fraccional y por ende la recuperación de petróleo se verá muy afectada.
3.11.- Si el yacimiento 3-A-2 produce un millón de BF de petróleo con una RGP producida cumulativa de 2700 PCS/BF , haciendo que la presión disminuya de la presión inicial de 4400 lpca a 2800 lpca. ¿Cuál es el petróleo inicial en el yacimiento en barriles fiscales?Datos:Np=1*106 BFRp= 2700 PCS/BFPi=4400 lpcaPf= 2800 lpcaN=?
Solución
Por la figura 3,7 ( Datos PVT para el fluido de yacimiento 3-A-2)
βoi=1,57 @ 4400 PSI
Z=0,87 @ 2800 PSI
βo=1,52 @ 2800 PSI
Rsi=1100 @ 4400 PSI
Rs= 900 @ 2800 PSI
Calculo de Bgβg=znRTPβg=0,028269*0,87*(190+460)2800βg=5,7*10-3P3PCSBg=5,7*10-3P3PCS*1Bbl5,61P3βg=1,017*10-3BblPCS
FR=NpN=βo-βoi+βg(Rsi-Rs)βo+βg(Rp-Rs)
NpN=1,52-1,57+1,017*10-31100-9001,52+1,017*10-32700-900
NpN=0,0458
NP =1*106 BF
N=Np0,0458
N=1*1060,0458BF
N=21842242,5BF
N=21,84BF
3.12. Los siguientes datos se obtuvieron de un campo de petróleo sin capa original de gas ni empuje hidrostático:
Volumen poroso Disponible del yacimiento para petróleo=0,42 PCS/BF/lpcPresión Inicial de Fondo= 3500 lpcaTemperatura de fondo=140°FPresión de Saturación del Yacimiento=2400 lpcaFactor volumétrico del petróleo a 3500lpca= 1,333 bl/BFFactor de Compresibilidad del Gas a 1500 lpca y 140°F=0,95Petróleo producido a 1500 lpca=1,0 MM BFNeta RGP producida cumulativa= 2800 PCS/BF
a) Calcular el petróleo inicial en el yacimiento en BF.
MMBFPC
Bls
Bls
BFPCNi
BoiViNi
02.10615.5
*7502,0*10*75
*
6 ==
=
b) Calcular el gas inicial en el yacimiento en PCS
MMMPCBF
PCBFGi
RsiNiGi
101008*10*02.10
*
6 ==
=
c) Calcular la razón gas disuelto-petróleo inicial en el yacimiento.
BF
PCRsi 10082400*42.0 ==
d) Calcular el gas remanente en el yacimiento a 1500 lpca en PCS.
MMMPCSGr
Gr
RpNpRsiNiGr
28.7
)2800*10*1()1008*10*10(
)*()*(66
=−=
−=
e) Calcular el gas libre en el yacimiento a 1500 lpca en PCS.
MMMPCSGf
Gf
NpRpRsNpNNRsiGf
61.1
)2800*10*1(630)10*110*10())1008(10*10(
)(6666
=−−−=
−−−=
f) Calcular a 14,7 lpca y 60°F el factor volumétrico del gas liberado a 1500 lpca.
PCS
PCBg 0107.0
1500
))460140(*95.0(02827.0 =+=
g) Calcular el volumen en el yacimiento de gas libre a 1500 lpca.
363
10*2.1761.1*0107.0
*
PMMMPCSPCS
pVi
GfgVi
==
= β
h) Calcular la RGP total en el yacimiento a 1500 lpca.
BF
PCS
NpN
GrRGP 8.808
)10*110*10(
10*28.7
)( 66
9
=−
⇒−
=
i) Calcular la razón gas en solución-petróleo, RGP, a 1500 lpca.
BF
PC6301500*42.0 =
j) Calcular el factor volumétrico del petróleo a 1500 lpca.
)(
))()((
NPN
RsRsiNBgNBoiRsRpNpBgBo
−−−+−=
( )
)1011010(
630100880107.0*1010333.1*1010)6302800)(0107.0*10*1(
66
666
×−×
−
×−
×+−
= BF
PC
PCS
PCBF
BF
BIBF
BF
PC
BF
PCS
PCS
PCBF
Bo
BFBlsBo 15.1=
k) Calcular el factor volumétrico total o de dos fases del petróleo y su gas disuelto, a 1500 lpca.
( )RSRSIBgBoBt −+=
3
3
61.5
1*63010080107.015.1
P
Bls
BF
PCS
BF
PCS
PCS
P
BF
BlsBt
−+=
BFBlsBt 86.1=
3.13. a) continuando los cálculos del campo Nelly-snyder. Calcular el porcentaje de recuperación y saturación de gas a 1400 lpcr.
SOLUCIÓN
PCS/BF 828.5 2
727 885
2
S21
=
+=
+=
Ravg
Ravg
RRRavg s
% 1.89 o 0.0189
4509,1
,42351 4509,1
o
o
=
−=
−=
r
r
r oi
βββ
11.3% o 0.113
772s- 5.828*)0189.0(885*0189.0
00174.03978.1
)772885(00174.0.42351 3978.1
Rs- *)(*
)(
o
o
=
−++
−+−=
−++
−+−=
Np
Np
NpNp
Np
RavgNpbNpRsiNpb
RRNp
g
ssigoi
ββ
βββ
10.34% o 0.1034
0.20)-0.6966-(1
Sw)-So-(1
===
Sg
Sg
Sg
b) ¿Cuál es el factor de desviación del gas a 1600lpcr y temperatura de fondo de 125ºF?
SOLUCIÓN
82.0
)460125(*028269.0
1600*00847.0
*028269.0
*
**028269.0
00847.061.5
*PCS
Bls0.00151
=+
=
=
=
=
Zg
Zg
Ty
PyBgZg
Py
ZyTyBg
PCS
PC
Bls
PC
3.14 Las propiedades PVT del fluido del yacimiento volumétrico de petróleo de la arena “ R “ se presenta en la figura 3.18. Cuando la presión del yacimiento disminuye desde su presión inicial , 2500 lpca, a una presión promedia de 1600 lpca, la producción correspondiente de petróleo es 26.0 MM BF. La RGP cumulativa a 1600 lpca es 954 PCS/BF y la RGP actual es 2250 PCS/BF. La porosidad promedia es 18 por ciento. La cantidad de agua producida es insignificante , y las condiciones normales son 14.7 lpca y 60ºF.
SOLUCIÓN
Pi = 2500 lpca
P = 1600 lpca
0.6966
)4235.1
3978.1( 0.20)-(1 0.1132)-(1
)( Sw)-(1 r)-(1 o
o
=
=
=
So
So
Soiβ
β
NP = 26 MM BF
Rp = 954 PCS/BF @ 1600
Rp actual = 2250 PCS/BF
Ø = 18 %
Sw = 18 %
BY/PCS 0.001575 BgPC 5.61
B 1 * PCY/PCS 0.008838 Bg
1600
460)(150*0.82 * 0.0282692 Bg
P
T*Z *0.0282692 Bg
=
=
+=
=
a) Calcular el petróleo inicial en el yacimiento.
De la figura 3.18 obtenemos:Z = 0.85 @ 2500 lpca Z = 0.82 @ 1600 lpcaBoi = 1.29 B/BF @ 2500 lpca Bo = 1.214 B/BF @ 1600 lpca
Rsi = 575 PCS/BF @ 2500 lpca Rs = 385 PCS/BF @ 1600 lpca
[ ]
[ ]
BF MM 246 N
385750.001575(51.291.214
385)540.001575(91.214 01*26 N
)Rs(
Rs) - Rp ( Np
6
=
−+−−+=
−+−+
=sigoio
go
Rβββ
ββN
b) Calcular en PCS , el gas liberado que permanece en el yacimiento a 1600 lpca.
PCS MMM 31.95 Gf
10*26*954385*10*26)(246575*10*246 Gf
RpNp - Rs ) Np-N ( - NR Gf666
si
=−−−=
=
c) Calcular la saturación promedia del gas en el yacimiento a 1600 lpca.
12.99%Sg
0.1299Sg
0.180.69011Sg
SwSo1Sg
0.6901So
1.29*10*246
0.18))1.214(110*2610*(246So
Nβ
Sw)(1Np)β-N (
Sw)-(1
Nβ
Np)β-N (
Vp
VoSo
6
66
oi
ooi
o
==
−−=−−=
=
−−=
−===
d) Calcular los barriles de petróleo que se recuperarían a 1600 lpca si se hubiera reinyectado en el yacimiento todo el gas producido.
Si se inyecta todo el gas producido significa que no tenemos Rp ; Rp = 0
[ ][ ]
[ ][ ]
BF MM 90Np
385)0.001575(01.214
385)750.001575(51.291.21410*246 Np
Rs) - Rp (ββ
Rs)(Rβββ N Np
6
go
sigoio
=
−+−+−=
+−+−
=
e) Calcular el factor volumétrico bifásico de petróleo a 1600 lpca.
B/BF βt1.513
385)-750.001575(51.214 βt
Rs)(Rββ βt sogo
+=
−+=
f) Asumiendo que el gas libre no fluye , ¿ cuál sería la recuperación con empuje por depleción hasta 2000 lpca?
BF MM 1.892 Np
BF 10*246 * 0.00769 N * r Np N
Np r
0.00769 1.3
1.291.3
β
ββr
lpca 2200 @ 3.18 figura la de obtenido β Np del Cálculo
Np
2
RsR*)NP(NpR*Np
Np
R*ΔNp Rp Rp@200
B/PCS 0.00126 βPC 5.61
B 1 * PC/PCS 0.00707 β
2000
460)(150*0.82 0.0282692 β
P
T*Z 0.0282692 β
PCS/BF 510 Rs
0.82 lpca 2000 @ Z
B/BF 1.272 lpca 2000 @β
b
6b
b
ob
oiob
obb
2000lpca @
2000lpca @sib2000lpca @sib
lpca 2000
g
g
g
g
o
=
==→=
=−=−=
→
+−+
=∑=⇒
=
=
+=
=
===
BF M M 11.90 Np
Np2
510575)10*1.892Np (575*10*1.892
*0.001261.272
510)50.00126(571.29(1.27210*246 Np
lp ca 2 0 0 0 @
2 0 0 0 lp ca @
62 0 0 0 lp ca @
6
6
lp ca 2 0 0 0 @
=
+−+
+
−+−=
g) Calcular en PCS , el gas libre inicial en el yacimiento a 2500 lpca.
Como 2500 lpca es la presión inicial y no tenemos capa de gas entonces Gf = 0
PCS 0 Gf
NR - NR Gf
R
NpRpNp)Rs(NNR Gf
0 0
sisi
si
si
=
=↵
−−−=⇓⇓
3.15 Si el yacimiento del problema 3.14 es de empuje hidrostático, y se intruye en el yacimiento 25x106 barriles de agua, cuando la presión decrece a 1600 lpca, ¿Cuál es el petróleo inicial en el yacimiento? Úsense las mismas RGP cumulativa y actual, los mismos datos de PVT y asúma se que no ocurre producción de agua.Datos:
BldeaguaxWe
Sw
p
BFPCSRactual
lpcaBFPCSRp
MMBFNp
61025
%18
%18
/2250
1600@/954
0,26
===
===
φ
Con la figura 3.7 se puede obtener los siguientes valores:
lpcaz
lpcaBFPCSRs
lpcaBFPCSRsi
lpcaBFBloi
lpcaBFBlo
1600@/385
2500@/575
2500@/29.1
1600@/215.1
====
=ββ
Se calcula el Bg
PCSBlg
lpca
Fg
P
znRTg
/0015746,0
1600*4.379*615,5
)º460150(*73.10*82.0
615,5
=
+=
=
β
β
β
Como existe intrusión de agua se deduce la siguiente ecuación:
[ ] [ ]( )[ ] ( )[ ]
( )[ ]( )[ ]RsRsigoio
WeRsRpgoNpN
RsRsigoioNWeRsRpgoNp
gRsgRsioioNWegRpgRsoNp
gNRsgNRsioiNoNWegNpRpgNpRsoNp
WegNpRpgNpRsgNRsgNRsioNpoNoiN
−+−−−++=
−+−=−−++−+−=−+−
−+−=−+−+−+−+−=
βββββ
ββββββββββββ
ββββββββββββββ
Se calcula con los datos:
( )[ ]( )[ ]
( )[ ]( )[ ]
MMBFN
BFxN
BFPCSBFPCSPCSBlBFBlBFBl
Blsa g u axBFPCSBFPCSPCSBlBFBlBFxN
RsRs igo io
W eRsRpgoNpN
1 3 4
1 08 3.1 3 3
/3 8 5/5 7 5/0 0 1 5 7 4 6.0/2 9.1/2 1 5.1
1 02 5/3 8 5/9 5 4/0 0 1 5 7 4 6.0/2 1 5.11 00,2 6
6
66
==
−+−−−+=
−+−−−++=
βββββ
3.16 los siguientes datos de producción e inyección de gas corresponden a cierto yacimiento:
Producción acumulada de petróleoNp, MMBF
Razón gas petróleo promedia diaria, RPCS/BF
Volumen cumulativo de gas inyectado,Gi MM PCS
0 300 --1 280 --2 280 --3 340 --4 560 --5 850 06 1120 5207 1420 9308 1640 14409 1700 210410 1640 2743
a) Calcular la RGP promedia de producción durante el intervalo de producción de petróleo de 6 MM a 8 MM BF. Res: 1420 PCS/BF.
BFPCSxxx
Rp
Np
NpdRRp
Np
/1418876
816407142061120
..0
=++
++=
= ∫
b) Cual es el RGP producida cumulativa cuando se ha producido 8 MM BF de petróleo. Res: 731 PCS/BF.
BFPCSRGP
BFPCSRGP
BFPCSRGP
BFPCSRGP
/4502
5603404
/3102
3402803
/2802
2802802
/2902
2803001
=+=
=+=
=+=
=+=
Producción acumulada de petróleoNp, MMBF
Razón gas petróleo promedia diaria, RPCS/BF
RGPavg
PCS/BF
0 300 --1 280 2902 280 2803 340 3104 560 4505 850 7056 1120 9857 1420 12708 1640 1530Total 5820
BFPCSRGP /5.7278
5820 ==
c) Calcular la RGP neta promedia de producción durante el intervalo de producción de petróleo de 6 MM a 8 MM BF. Res: 960 PCS/BF.
BFPCSxx
Rp /9552
1910
2
12
14409301
2
930520
==
+++
=
BFPCSBF
PCS
producidoPetroleo
producidoGasRGP
PCSPCSBF
PCSBF
PCSBF
PCSBFproducidoGas
/94010*2
1880000000
.188000000010*)9301440(1530*10*1
10*)520930(1270*10*1
6
66
66
===
=−−+
+−−=
d) Calcular la RGP neta producida cuando se ha producido 8 MM BF. Res: 551 PCS/BF.
BF
PCSproducidoGasRGP
PCSPCSBF
PCSBFproducidoGas
5.54710*8
10*43810*14405.727*10*8
6
966
==
=−=
e) Dibujar en un mismo papel la RGP promedia diaria, la producción cumulativa de gas, la producción neta cumulativa de gas y el volumen cumulativo de gas inyectado como función de la producción cumulativa de petróleo.
0
300
600
900
1200
1500
1800
2100
2400
2700
3000
0 2 4 6 8 10Np
RG
P
Np vs R Np vs produccion cumulativa Np vs Gi
3.17 En base a núcleos y registros de varios pozos secos, se determinó un acuífero que rodea un campo de petróleo y tiene un espesor promedio de 25 pies y una porosidad promedia de 15 por ciento. El acuífero cubre un área aproximada de 125 millas cuadradas. Si la presión promedia del acuífero es 4000 lpca y su temperatura 140ºF, ¿cuál será el volumen de agua que el acuífero puede suministrar al yacimiento si la caída promedia de presión en todo el acuífero es de 500 lpc?
PhrCeVw ∆= ***** 2 φπ
PhACeVw ∆= **** φ
2
2
2 34811049801
52.5277125 pies
milla
piesmillasA =
=
1666 10*710*310*4 −−−− =+= psiCe
BLSpc
BLSpcVw
pcVw
6
96
10*16.8615.5
1*45675000
45675000500*15.0*25*10*48.3*10*7
==
== −
3.18.- Uniformar los siguientes factores volumétricos relativos para un yacimiento de petróleo entre la presión inicial del mismo,4500 lpcr, y la presión del punto de burbujeo, 1447 lpcr. Obtener los factores volumétricos con cinco cifras decimales.
Presión lpcr
Factor volumétrico relativo
4500 0,96024000 0,96543500 0,97113000 0,97692500 0,98332000 0,99071500 0,99891447 1,000
DatosPi= 4500 lpcrPb= 1447 lpcrSoluciónDe la grafica podemos concluir la siguiente ecuación :
V'r=1,000-1,000-0,96024500-1447(P-1447)
V'r=1,000-1,303635-5(P-1447) Resultados:
Presión
FVR V’r Variaciones (FVR-V’r ')
Variaciones uniformes
valores uniformes V’r
4500 0.9602 0.9602 0 0 0.9602
4000 0.9654 0.9667 0.00132 0.00128 0.96544
3500 0.9711 0.9732 0.00214 0.00215 0.97109
3000 0.9769 0.9797 0.00285 0.00285 0.9769
2500 0.9833 0.9862 0.00297 0.00295 0.98332
2000 0.9907 0.9927 0.00209 0.0022 0.99059
1500 0.9989 0.999 0.00041 0 0.99931
1447 1 1 0 0 1
Factor volumétrico relativo por encima del punto de burbujeo
0,955
0,96
0,965
0,97
0,975
0,98
0,985
0,99
0,995
1
0 1000 2000 3000 4000 5000
Presión lpcr
Fa
cto
r v
olu
me
tric
o r
ela
tiv
o
Datos PVT Variacion de los datos PVT
3.19. El factor volumétrico del petróleo a 5000 lpca, presión inicial de un yacimiento subsaturado que produce por encima del punto de burbujeo, es 1,510 bl/BF. Cuando la presión decrece a 4600 lpca, debido a la producción de 100.000 BF de petróleo, el factor volumétrico del petróleo es 1,520 bl/BF. La saturación de agua connota es 25 por ciento, la compresibilidad del agua es 3,20*10-6 lpc-1 y basándose en la porosidad promedia de 16 por ciento, la compresibilidad de la roca es 4,0*10-6 lpc-1. La compresibilidad promedia del petróleo entre 5000 y 4600 lpca relativa al volumen a 5000 lpca es 17,00*10-6 lpc-1. Evidencia geológica y la ausencia de producción de agua indican un yacimiento volumétrico.
Datos:
16
16
16
10*17
10*4
16.0
10*20.3
75.0
25.0
100000
4600
5000
510.15000@
520.14600@
−−
−−
−−
==
=Φ=
===
==
=
=
lpcCo
lpcCf
lpcCw
So
Sw
BFNP
lpcaP
lpcaPiBF
BlslpcaBoi
BF
BlslpcaBo
a) Suponiendo que este es el caso Cual es el petróleo inicial en el yacimiento?
MMBFN
lpclpcBF
BlsBF
N
PCeBoi
WpBwWeBoNpN
lpcCe
Ce
So
CfSwCwSoCoCe
WpBwWeBoNpPCeBoiN
75,10
400*10*34.2*51.1
052.1*100000**
**
10*34.2
75.0
10*410*20.3*25.010*17*75.0
****
15
15
666
=
+=
∆+−=
=
++=
++=
++−=∆
−−
−−
−−−
b) Se desea hacer un inventario de los barriles fiscales iniciales en el yacimiento a un segundo intervalo de producción. Cuando la presión
decrece a 4200 lpca, el factor volumétrico del petróleo es 1,531 bl/BF, y la producción es de 205 M BF. Si la compresibilidad promedia del petróleo es 17,65*10-6 lpc-1. Cual es el petróleo inicial en el yacimiento?
MMBFN
lpclpcBF
BlsBF
BlsBF
N
PCeBoi
WpBwWeBoNpN
lpcCe
Ce
So
CfSwCwSoCoCe
WpBwWeBoNpPCeBoiN
P
lpcCo
MBFNpBF
BlslpcaBo
80.10
800*10*405.2*51.1
0531.1*205000
**
**
10*405.2
75.0
10*410*20.3*25.010*65..17*75.0
****
800
10*65.17
205
531.14200@
15
15
666
16
=
+=
∆+−=
=
++=
++=
++−=∆
=∆=
=
=
−−
−−
−−−
−−
c) Después de analizar los núcleos y registros, el cálculo volumétrico del petróleo inicial en el yacimiento es 7,5 MM BF. Asumiendo que este valor es correcto, Cual es la intrusión de agua en el yacimiento cuando la presión disminuye a 4600 lpca?
BlWe
lpcBF
BlsBFBFWe
PCeBoiNWpBwBoNpWe
WpBwWeBoNpPCeBoiN
lpcCe
We
MMBFN
45998
400*10*34.2*510.1*10*5.70520.1*100000
*****
****
10*34.2
?
5.7
156
15
=
−+=
∆−+=++−=∆
=
==
−−
−−
3.20 Estimar la recuperación fraccional considerando empuje hidrostático en el yacimiento de una arenisca cuya permeabilidad es 1500 md , saturación de agua 20% y espesor promedio de la formación 50 pies.
SOLUCIÓN
0.603 R
) (50 0.00035 - ) (0.25 1.538 - ) 1.5 ( log 0.136 - (0.20) 0.256 (1500) log 0.2720.114 R
H 0.00035 - 1.538 - log 0.136 - Sw 0.256 K log 0.2720.114 o
=++=
++= φµR
3.21 Las propiedades de un yacimiento volumétrico subsaturado son las siguientes:
Pi = 4000 lpca Cw = 3 * 10-6 lpc-1
Pb = 2500 lpca Cf = 5 * 10-6 lpc-1
Sw = 30 % Boi = 1.300 bl/BF @ 4000 lpcaØ = 10 % Bo = 1.320 bl/BF @ 3000 lpca
a) Calcular a 4000 lpca el volumen poroso total , rl volumen de agua connata y rl volumen de hidrocarburos. Expresar las respuestas en barriles por avre – p.
A las condiciones iniciales a acre – pie de roca contiene 7758 barriles.
pie - acre
B 775.8Vp
pie - acre
B 7758 *0.1 Vp
φ * VT Vp VT
Vp φ
=
=
=⇒=
pie - B/acre 232.74 V
0.3*0.1*7758 V
Sw * φ*7758V
connata agua
connata agua
connata agua
=
=
=
pie - B/acre 543.06 V
0.3)-1 ( * 0 .1 * 7758 V
Sw)-(1 * φ * 7758V
rohidrocarbu
rohidrocarbu
rohidrocarbu
===
a) c) Repetir la parte a) para 3000 lpca.
piere771.92B/acVp
3000)(400010*5-7758(1 Vp
P) * Cf(1 Vp Vp6
i
−=
−=
∆−=−
piere233.44B/acVw
3000))(4000*10*3(10.3(775.8)Vw
ΔP)*Cw(1*Vpi*SwVw6
−=−+=
+=−
pie - acreB/ 538.48V
pie - B/acre ) 233.44 - (771.92 V
VwVpV
rohidrocarbu
rohidrocarbu
rohidrocarbu
==
−=
a) Calcular el petróleo fiscal en el yacimiento a 4000 lpca y 3000 lpca. Calcular la recuperación fraccional a 3000 lpca.
Petróleo Fiscal en el Yacimiento @ 4000 lpca = N
pie - acreBF/ 417.74N
BF
B 1.30
pie - acre
B 543.06
N
B
lpca 4000 @ VN
oi
o
=
=
=
1-6- lpca 10* 15.39 Co
) 3000-4000 ( * 1.30
1.30 - 1.320
ΔP*Boi
BoiBoCo
=
=−=
pie - BF/acre 407.93 lpca 3000 @ yacimiento elen Fiscal Petróleo
pie - BF/acre ) 9.8 - 417.73 ( lpca 3000 @ yacimiento elen Fiscal Petróleo
) Np - N ( lpca 3000 @ yacimiento elen Fiscal Petróleo
pie - BF/acre 9.80Np
1.320
3000)1.30(4000*610*23.814*417.73
oB
oiB*ΔP*Ce*N
Np
1lpca610*23.814Ce
0.7
610*5610*3*0.300.7*6-10*15.39
So
CfSwCwCoSoCe
===
=
−−==
−−=
−+−+=++=
0.023r417.74
9.8
N
Npr
=
==
b) Calcular la compresibilidad del petróleo entre 4000 lpca y 3000 lpca , relativa al volumen a 4000 lpca.
1-6- lpca 10* 15.39 Co
) 3000-4000 ( * 1.30
1.30 - 1.320
ΔP*Boi
BoiBoCo
=
=−=
c) Calcular la recuperación a 3000 lpca a partir de la Ec. ( 3.36 ).
0.023r
417.74
9.8
N
Npr
=
==