UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIALFACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

INGENIERÍA DE PETRÓLEOSINGENIERÍA DE YACIMIENTOS

NOMBRE: Eduardo MayorgaCURSO: 5to "E"

EJERCICIO 3,4 Y 3,5.

3.4 Con el fin de determinar: a) el gas en solución, y b) el factor volumétrico del petróleo como función de presión, se hicieron experimentos con una muestra de líquido del fondo del campo de petróleo La Salle.

Presión Gas en solución Factor VolumétricoIpca del petróle. bbl/STB3600 567 1.313200 567 1.3172800 567 1.3252500 567 1.3332400 554 1.311800 436 1.2631200 337 1.21600 223 1.14200 143 1.07

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

Los factores que afectan la solubilidad de gas en petróleo crudo son las composiciones tanto del gascomo del petróleo (API); la presión y la temperatura.

b) Construyase un gráfico entre gas en solución y presión.

La presión inicial del yacimiento es 160 ˚F. Los siguientes datos, en unidades prácticas, resultaron:

PCS/STB a 14,7 Ipca y 60˚F

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 40000

100

200

300

400

500

600

P

Rs

c) Inicialmente, el yacimiento se encontraba saturado o subsaturado? Explicar.

Inicialmente el yacimiento se encontraba subsaturado, debido a que Rs inicialmente es constante, es decir al reducirligeramente la presión no se libera gas de la solución.

d) Tiene el yacimiento una capa inicial de gas?

El yacimiento no contiene capa inicial de gas ya que la presión inicial es mayor que la presión de burbuja.

e) A partir del gráfico dibujado en la parte b) cuál es la solubilidad del gas en la región de 200 a 250 Ipca, en unidades de PCS/BF/Ipc y Ipc/PCS/BF ?

Solubilidad promedio:

Rs= (Rsi - Rs)/(Pb - P)

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 40000

100

200

300

400

500

600

P

Rs

Rs= (567 - 143)/(2500 - 200)Rs= 0,1843 PCS/BF/Ipca

Rs= (Pb - P)/(Rsi - Rs)Rs= (2500 - 200)/(567 - 143)Rs= 5,42 Ipca/PCS/BF (BF=STB)

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 Ipca? En estas condiciones, cómo se clasificaría al yacimiento, saturado o subsaturado?

T= 160 Calcula Pb=? Con correlación de Standing.Rsb= 1000 PCSAPI= 30 ˚

0.65

Pb= 4689.801045

Calculas Rs=? Con cerrelación de Standing.

Rs= 723.6875002

Como la Pb>P se trata de un yacimiento Saturado.

3.5 A partir de los datos de la muestra del fluido de fondo presentados en el problema 3,4:

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

˚F

ȣg=

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 40000

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

1.4

P (psia)

Bo (b

bl/S

TB)

b) Explicar el cambio brusco de pendiente en la curva.

El cambio brusco de pendiente de la curva indica el paso del estado subsaturado al estado saturado.

c) Porqué la pendiente por encima de la presión de saturación es negativa y menor que la pendiente positiva por debajo de lapresión de saturación?

Por encima de la presión de saturación el fluido del yacimiento permanece en estado monofásico (líquido), sinembargo como estos líquidos son ligeramente compresibles el volúmen aumenta. Por debajo de la presión de saturación la expansión líquida continúa, pero su efecto sobre el aumento en volúmenes insignificante comparado con un efecto mayor: el de reducción en el volúmen líquido, debido a la liberaciónn degas en solución.

d) Si el yacimiento contiene inicialmente 250 MM bariles de petróleo a condiciones del yacimiento, cuál es el número de barrilesen el yacimiento a condiciones fiscales?

Voi= 250 MM bbl Ni= Voi/BoiNi= 250 MM / 1,31Ni= 190.839695 MM STB

e) Cuál es el volúmen inicial de gas disuelto en el yacimiento?

Gi= Ni x RsiGi=Gi=108206106870

190,839695 x 10⁶ x 567

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 40000

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

1.4

P (psia)

Bo (b

bl/S

TB)

Gi= 108.2 MMM SCF

f) Cuál será el factor volumétrico del petróleo, FVP, cuando la presión de fondo del yacimiento sea perfectamente igual a la atmosférica

Coeficiente de dilatación:β= 0.0006 βo= Vo/No

βo=βo= 1+βΔTβo= 1 + 0,0006(160 - 60)βo= 1.06

g) Cuál será el factor de contracción o merma a 2500 Ipca?

A una P= 2500 psi el Bo= 1,333 bbl/STBBo= 1.333 bbl/STB Factor de contracción=

Factor de contracción=Factor de contracción=

h) Expresar el FVP a 2400 Ipaca en unidads de pies cúbicos por barril fiscal.

Para una P=2400 psia Bo= 1,31 bbl/STB Bo=,

Bo=

(es decir no existe gas en solución)? Asúmase que el coeficiente de dilatación del petróleo es 0,0006 por ˚F.

/˚F

No(1+βΔT) / No

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIALFACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

INGENIERÍA DE PETRÓLEOSINGENIERÍA DE YACIMIENTOS

NOMBRE: Eduardo MayorgaCURSO: 5to "E"

Con el fin de determinar: a) el gas en solución, y b) el factor volumétrico del petróleo como función de presión, se hicieron experimentos con una muestra de líquido

Factor Volumétricodel petróle. bbl/STB

Los factores que afectan la solubilidad de gas en petróleo crudo son las composiciones tanto del gas

˚F. Los siguientes datos, en unidades prácticas, resultaron:

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 40000

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

1.4

P

Bo

Inicialmente el yacimiento se encontraba subsaturado, debido a que Rs inicialmente es constante, es decir al reducir

El yacimiento no contiene capa inicial de gas ya que la presión inicial es mayor que la presión de burbuja.

e) A partir del gráfico dibujado en la parte b) cuál es la solubilidad del gas en la región de 200 a 250 Ipca,

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 40000

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

1.4

P

Bo

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 Ipca? En estas condiciones, cómo se clasificaría al yacimiento, saturado o subsaturado?

Calcula Pb=? Con correlación de Standing.

Yg= -0.2294

psia

Calculas Rs=? Con cerrelación de Standing.

Yg= -0.2294

PCS/STB

A partir de los datos de la muestra del fluido de fondo presentados en el problema 3,4:

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

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 40000

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

1.4

P (psia)

Bo (b

bl/S

TB)

El cambio brusco de pendiente de la curva indica el paso del estado subsaturado al estado saturado.

c) Porqué la pendiente por encima de la presión de saturación es negativa y menor que la pendiente positiva por debajo de la

Por encima de la presión de saturación el fluido del yacimiento permanece en estado monofásico (líquido), sinembargo como estos líquidos son ligeramente compresibles el volúmen aumenta. Por debajo de la presión de saturación la expansión líquida continúa, pero su efecto sobre el aumento en volúmenes insignificante comparado con un efecto mayor: el de reducción en el volúmen líquido, debido a la liberaciónn de

d) Si el yacimiento contiene inicialmente 250 MM bariles de petróleo a condiciones del yacimiento, cuál es el número de barriles

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 40000

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

1.4

P (psia)

Bo (b

bl/S

TB)

f) Cuál será el factor volumétrico del petróleo, FVP, cuando la presión de fondo del yacimiento sea perfectamente igual a la atmosférica

1 + 0,0006(160 - 60)bbl/STB

1/Bo1/1,3330.7502 STB/bbl

1.31 bbl 5.615 ft³STB 1 bbl

7.3557 ft³/STB

(es decir no existe gas en solución)? Asúmase que el coeficiente de dilatación del petróleo es 0,0006 por ˚F.

No(1+βΔT) / No