FACULTAD DE INGENIERIA PETROLERA amp GAS NATURAL2ordf INSTANCIA

MATERIA RESERVORIOS - I FECHA 16XII2010 NOMBRE helliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphelliphellip

1- Convertir 6847 lbm bbl a psiaft grsltrsy lbm inch3 Convertir 582 STBd a m3d ft3minutos y galones segundoConvertir 684 ft minutos a msegundos inchs horas y millasmin (10 puntos)

2- Dibuje el Diagrama de Fases defina y explique cinco conceptos principales (10 puntos)

3- Calcular la permeabilidad en mD para el flujo de un pozo de petroacuteleo con datos proporcionados de un pozo que produce petroacuteleo de un aacuterea de 120 acres y el casing utilizado en la terminacioacuten del pozo tiene 6 frac12 pulgadas de diaacutemetro El flujo esta condiciones Pseudo Establizadas Datos a utilizarse (10 puntos) qo = 0018 m3seg Bo = 132 res m3ST m3 μo= 32 x10-3 Paseg∆P= 3967x10+6 Pascales h = 15 m s = - 15

4- Calcular la caiacuteda de presioacuten en psig cuando un pozo de petroacuteleo en produccioacuten con los siguientes datos obtenidos en el campo (10 puntos)

qo = 7952 litrosmin re = 720 mts Bo = 128 res m3ST m3 μo= 32 cp rw = 889 cms h = 21 m s = + 2

6- Un pozo de gas se encuentra produciendo con un caudal de 851 [m3seg] de un reservorio de gas con una presion promedio de 2800 [psi] y una temperatura de 140ordm F La gravedad especifica es 074 Calcular el caudal de flujo Qg en superficie en [scfd) ] (15 puntos)

7- Un tubo horizontal de 015 ms de diaacutemetro interior y 32 mts de largo se llena de arena quedando una porosidad de 22 La saturacioacuten de agua connata es de 32 y la permeabilidad al petroacuteleo es de 28 mD La viscosidad del petroacuteleo es de 065 cp y la fase acuiacutefera es inmoacutevil

a)- Cual es la velocidad aparente con una presioacuten diferencial de 1476 kgrcm2b)- Cual es el caudal de flujoc)- Calcular el volumen de petroacuteleo contenido en el tubo y el tiempo necesario para desplazarlo con un caudal de 00085 cm3seg (15 puntos)

8- Nombre las propiedades fiacutesicas del gas natural y sus respectivas unidades (5 puntos)

9- Explique las caracteriacutesticas del reservorio de Petroacuteleo de alto rendimiento y grafique su correspondiente diagrama de fases (15 puntos)

10- Indique las unidades usadas en la Ley de Darcy en los sistemas cgs SI British Darcy y de campo (10 puntos)

Calcular la capilar presion capilar del gas-oil para el reservorioGas saturation [] Elevation [ft] 75 -5420

50 -542425 -54260 -5428

Dato adicionalesOil API gravity 451Gas specific gravity 065Oil formation volume factor 118 RBSTBGas formation volume factor 00025 RBSCFSolution gas-oil ratio 480 SCFSTB

o = 7355 kgRm3 g = 557kgRm3 1kgrm3x0062412 = lbft3

o = 459 lbft3 g = 347 lbft3

1 Calcular el tiempo adimensional tD para los siguientes casosa) con los siguientes datos

= 015 r = 10 cmmicro= 03cp t = 10 segct = 15 x 10minus5 atmminus1 k = 01D

b) con los siguientes datos micro and c t anteriores y r = 10 cm t = 1000s k= 001D

tD= kt micro ct r2 rD= re rw pD= (2314 khre qB micro)(pi ndash P(rt))

SOLUCION a) 1481 b) 148152

2 Encontrar la integral exponencial y la caida de presion para los siguientes casos

a)- Con los datos1 = 012 r = 10 cm2 micro= 07 cp t = 1 seg3 ct = 10 x 10minus5 atmminus1 k = 005 D4 h = 2400 cm q = 10000 cm3 seg

b)- Con los datos micro c y h anteriores y r = 30000 cm t = 24 hrs

SOLUCION a) 4895 b) 062 atm

3 In a reservoir at initial pressure a well with a flow rate of 400 STBD is shut-in Thereservoir is characterised by the following parameters

k= 50 mD = 03 ct= 10 x10minus6 psiminus1

h= 30 ft micro= 30 cp Bo = 125 RBSTBrw = 05 ft

a) At what time after the shut-in will the approximation Ei(minusx) = minusln(xe) be valid (Eulers constant =05772b) What is the pressure draw-down in the well after 3 hours of productionc) For how long must the well produce at constant flow rate until a pressure drop of 1 psi is observed in a neighbouring well 2000 ft away

pwD(tD) =05 (ln tD+080907)

SOLUCION a)- 154 segundos b)- 513 bar c) - 227 hr

Ver paginas 182- 183 Zolotukhin (Fundamentos de Ingenieriacutea Petrolera)

solutioni) (4 points) Oil in stock-tank 1 Bo

Surface volume of gas Rso Bo

Surface volume of water 0ii) (6 points) Oil in stock-tank 1 Bo

Surface volume of gas solution gas + free gas =Rso Bo +krgμoμgkroBg

Surface volume of water =1048576Krwo

wkroBw

Escriba o derive la expresion (ecuacion o texto) que defina algunos de los teacuterminos a continuacion (veala lista de los simbolos en negro)a) Formation volume factorb) Solution gas-oil ratioc) Fluid compressibilityd) Pore compressibilitye) Total reservoir compressibilityf) Expansion volume (approximate) due to compressibility and pressure changeg) Real gas law for hydrocarbon gash) Reservoir oil densityi) Reservoir gas densityj) Reservoir water densityk) Relationship between oil compressibility (undersaturated) and formation volume factorl) An expression for gas compressibility using the real gas lawm) What do we mean with microscopic and macroscopic recovery factors

Calcular la capilar presion capilar del gas-oil para el reservorioGas saturation [] Elevation [ft] 75 -5420

50 -542425 -54260 -5428

Dato adicionalesOil API gravity 451Gas specific gravity 065Oil formation volume factor 118 RBSTBGas formation volume factor 00025 RBSCFSolution gas-oil ratio 480 SCFSTB

o = 7355 kgRm3 g = 557kgRm3 1kgrm3x0062412 = lbft3

o = 459 lbft3 g = 347 lbft3

1 Calcular el tiempo adimensional tD para los siguientes casosa) con los siguientes datos

= 015 r = 10 cmmicro= 03cp t = 10 segct = 15 x 10minus5 atmminus1 k = 01D

b) con los siguientes datos micro and c t anteriores y r = 10 cm t = 1000s k= 001D

tD= kt micro ct r2 rD= re rw pD= (2314 khre qB micro)(pi ndash P(rt))

SOLUCION a) 1481 b) 148152

2 Encontrar la integral exponencial y la caida de presion para los siguientes casos

a)- Con los datos1 = 012 r = 10 cm2 micro= 07 cp t = 1 seg3 ct = 10 x 10minus5 atmminus1 k = 005 D4 h = 2400 cm q = 10000 cm3 seg

b)- Con los datos micro c y h anteriores y r = 30000 cm t = 24 hrs

SOLUCION a) 4895 b) 062 atm

3 In a reservoir at initial pressure a well with a flow rate of 400 STBD is shut-in Thereservoir is characterised by the following parameters

k= 50 mD = 03 ct= 10 x10minus6 psiminus1

h= 30 ft micro= 30 cp Bo = 125 RBSTBrw = 05 ft

a) At what time after the shut-in will the approximation Ei(minusx) = minusln(xe) be valid (Eulers constant =05772b) What is the pressure draw-down in the well after 3 hours of productionc) For how long must the well produce at constant flow rate until a pressure drop of 1 psi is observed in a neighbouring well 2000 ft away

pwD(tD) =05 (ln tD+080907)

SOLUCION a)- 154 segundos b)- 513 bar c) - 227 hr

Ver paginas 182- 183 Zolotukhin (Fundamentos de Ingenieriacutea Petrolera)

solutioni) (4 points) Oil in stock-tank 1 Bo

Surface volume of gas Rso Bo

Surface volume of water 0ii) (6 points) Oil in stock-tank 1 Bo

Surface volume of gas solution gas + free gas =Rso Bo +krgμoμgkroBg

Surface volume of water =1048576Krwo

wkroBw

Escriba o derive la expresion (ecuacion o texto) que defina algunos de los teacuterminos a continuacion (veala lista de los simbolos en negro)a) Formation volume factorb) Solution gas-oil ratioc) Fluid compressibilityd) Pore compressibilitye) Total reservoir compressibilityf) Expansion volume (approximate) due to compressibility and pressure changeg) Real gas law for hydrocarbon gash) Reservoir oil densityi) Reservoir gas densityj) Reservoir water densityk) Relationship between oil compressibility (undersaturated) and formation volume factorl) An expression for gas compressibility using the real gas lawm) What do we mean with microscopic and macroscopic recovery factors

Ver paginas 182- 183 Zolotukhin (Fundamentos de Ingenieriacutea Petrolera)

solutioni) (4 points) Oil in stock-tank 1 Bo

Surface volume of gas Rso Bo

Surface volume of water 0ii) (6 points) Oil in stock-tank 1 Bo

Surface volume of gas solution gas + free gas =Rso Bo +krgμoμgkroBg

Surface volume of water =1048576Krwo

wkroBw

Escriba o derive la expresion (ecuacion o texto) que defina algunos de los teacuterminos a continuacion (veala lista de los simbolos en negro)a) Formation volume factorb) Solution gas-oil ratioc) Fluid compressibilityd) Pore compressibilitye) Total reservoir compressibilityf) Expansion volume (approximate) due to compressibility and pressure changeg) Real gas law for hydrocarbon gash) Reservoir oil densityi) Reservoir gas densityj) Reservoir water densityk) Relationship between oil compressibility (undersaturated) and formation volume factorl) An expression for gas compressibility using the real gas lawm) What do we mean with microscopic and macroscopic recovery factors