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CATARI RODRIGUEZ ANA PATRICIA 211024511

3.1 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

3.2 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?

U.A.G.R.M RESERVORIO II


De la grafica 3.14 se obtiene:

Solubilidad del gas natural en agua = 17.5 PC/BL

Factor de corrección= 0.9

15.75 PC/BL

De 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?

De la tabla 3.7 obtenemos el factor volumétrico del agua:

Bw=1.0067+(15.75*0.0073)/17.5=1.0133bl/BF

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

3.4.- 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:

a) ¿Qué factores afectan a la solubilidad de gas en petróleo crudo?

1. La presión

2. Temperatura

3. Composición del gas y crudo

b) Constrúyase un grafico entre gas en solución y presión.

c) 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.

d) ¿Tiene el yacimiento una capa inicial de gas?

No debido a que es un Yacimiento Subsaturado

e) 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?

f) 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?

3.5 A partir de los datos de la muestra de fluido de fondo presentados en el problema 3.4.

a) Constrúyase un grafico del factor volumétrico del petróleo como función y presión.



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)?



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 .

a) Cual es la gravedad especifica del líquido en el yacimiento.



b) ¿Cuál es la gravedad API del liquido en el yacimiento?

c)¿Cuál es el gradiente del líquido en el yacimiento?

3.7 Un tanque de 1000 p3 contiene 85 BF de petróleo crudo y 20000(a 14.7lpca 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?



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.

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.



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 100x10-6lpc-1



f) Convertir la compresibilidad de 15x 10-6 lpca-1 barriles por millón de barriles por lpc

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.

b) La recuperación fraccional después de producir Np BF.

c) El volumen ocupado por el petróleo (liquido) remanente después de producir Np BF.

d) Los PCS de gas producido.

e) Los PCS de gas inicial.

Rsi N Gi .

f) Los PCS de gas en el petróleo sobrante.

g) Por diferencia, los PCS de gas liberado o libre en el yacimiento después de producir Np BF.

h) El volumen ocupado por el gas liberado o gas libre.

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

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

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:



3.13. a) continuando los cálculos del campo Nelly-snyder. Calcular el porcentaje de recuperación y saturación de gas a 1400 lpcr.

SOLUCIÓN



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.

a) Calcular el petróleo inicial en el yacimiento.



co

b) Calcular en PCS , el gas liberado que permanece en el yacimiento a 1600 lpca.

c) Calcular la saturación promedia del gas en el yacimiento a 1600 lpca.

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

e) Calcular el factor volumétrico bifásico de petróleo a 1600 lpca

f) Asumiendo que el gas libre no fluye , ¿ cuál sería la recuperación con empuje por depleción hasta 2000 lpca



g) Calcular en PCS , el gas libre inicial en el yacimiento a 2500 lpca

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



3.16 los siguientes datos de producción e inyección de gas corresponden a cierto yacimiento:



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.

b) Cual es el RGP producida cumulativa cuando se ha producido 8 MM BF de petróleo. Res: 731 PCS/BF.



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.



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*10-6lpc-1 y basándose en la porosidad promedia de 16 por ciento, la compresibilidad de la roca es 4,0*10-6lpc-1. La compresibilidad promedia del petróleo entre 5000 y 4600 lpca relativa al volumen a 5000 lpca es 17,00*10-6lpc-1. Evidencia geológica y la ausencia de producción de agua indican un yacimiento volumétrico



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 compresib ilidad promedia del petróleo es 17,65*10-6lpc-1. Cual es el petróleo inicial en el yacimiento?



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?

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

3.21 Las propiedades de un yacimiento volumétrico subsaturado son las siguientes:

a) Calcular a 4000 lpca el volumen poroso total , rl volumen de agua connata y rl volumen dehidrocarburos. Expresar las respuestas en barriles por avre – p.A las condiciones iniciales a acre– pie de roca contiene 7758 barriles.


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