Determinacion Del Petroleo in Situ Met- Volumetrico

5/12/2018 Determinacion Del Petroleo in Situ Met- Volumetrico - slidepdf.com

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PRACTICA No. 1DETERMINACIÓN DEL PETRÓLEO ORIGINAL “IN SITU” POR EL

MÉTODO VOLUMÉTRICO

VANESSA TOVARCÓD. 2003200574

ELIANA VELASQUEZ VCÓD. 2003200909

MAYRA ALEXANDRA CASALLASCÓD. 2003201217

Presentado a:

Ing. RICARDO PARRA PINZON

UNIVERSIDAD SURCOLOMBIANAFACULTAD DE INGENIERÍAINGENIERÍA DE PETRÓLEOS

NEIVA2006

OBJETIVOS.



Objetivo General

•Determinar el volumen del petróleo original “in situ” de unyacimiento por el método volumétrico.

Objetivos Específicos

• Adquirir destreza en el manejo del planímetro.

• Dar correcto uso de la piramidal y ecuación trapezoidal para elvolumen aproximado de la zona productora.

• Analizar los factores que afectan los cálculos del volumen delyacimiento mediante este método.

MARCO TEÓRICO.



PROCEDIMIENTO.

Ubicar el mapa de isópacos

sobre una superficie plana



MUESTRA DE CÁLCULOS.

VOLUMEN DE LA ESTRUCTURA ENTRE COTAS

Vb = ½ h * (An + An…)

• Intervalo cota -820,-800

De acuerdo a la escala del mapay a partir de un área conocida,

hallar la constante de calibración

del planímetro en acres/lectura.

Identificar el contacto agua-aceite en el mapa de isópacos.

Tomar medida sobre cada

isópaca desplazando el planímetro en el sentido de

rotación de las agujas del reloj.

Registrar tres lecturas sobre cada

isópaca y usar el promedio, si las

lecturas son sensiblementeiguales.

Calcular el volumen de la estructuraempleando el valor promedio leído y

la ecuación correspondiente según larelación de isópacas



Vb = ½ * 20 *(7555.5986 + 7258.5625)Vb = 14814.611 acre*pie

• Intervalo cota -800,-700Vb = ½ * 100 *(7258.5625 + 6437.7375)Vb = 684815 acre*pie

• Intervalo cota -700,-600Vb = ½ * 100 *(6437.7375 + 5629.7616)Vb = 603374.955 acre*pie





• Intervalo cota -200,-100

Vb = ½ * 100 *(2885.4072 + 2310.8997)Vb = 259815.345 acre*pie

• Intervalo cota -100, 0Vb = ½ * 100 *(2310.8997 + 1621.5604)Vb = 196623.005 acre*pie



• Intervalo cota 0 , 100

Vb = ½ * 100 * (1621.5604 + 1011.0508)Vb = 131630.56 acre*pie


Vb = [ ]173.9996*1011.0508173.9996)(1011.0508*100*3

1 ++=

Vb = 53482.571 acre*pie


Vb = [ ]18.71396*173.999618.71396)(173.9996*80*3

1 ++=

Vb = 6660.7166 acre*pie

Volumen total de la estructura cota -820 a +300

Vb= 14814.611 + 684815 + 603374.955 + 519177.055 + 437965.41 +375900.87 + 317394.795 + 259815.345 + 196623.005 + 131630.56 +53482.571 + 6660.7166.

Vb = 3359081.024 Acre * pie

CUESTIONARIO.

1. Elaborar la tabla de la relación gas en solución petróleo Rs y el

factor volumétrico del petróleo Bo, por ajuste de la liberacióndiferencial a condiciones óptimas de separador y graficar sucomportamiento con datos de PVT de San Francisco 25.

2. Calcular el petróleo original “in situ” en BY y BS.



3. Calcular el agua intruida desde el comienzo de la producción a lafecha en BY y BS, para una saturación de agua promedio de Sw=

20% y Sor = 21%.

4. Determinar el gas en solución, PCS, en el petróleo original.

5. Estimar el tamaño de la capa de gas actual “m”, hasta la cota+100.

6. Calcular el gas original in situ en PCY y PCS, considerando elvolumen poroso ocupado por los HC del yacimiento San Franciscocomo si fuera un yacimiento de gas (Composición del gas delseparador, peso molecular del gas del separador, MC7+ =120 y

gravedad específica del gas del separador 85.07 =+

C g γ ), utilizar lasaturación promedio del agua del yacimiento de petróleo DanFrancisco. Presión inicial 1172 psig.

7. Graficar el comportamiento del factor volumétrico del gas, Bg(PCY/PCS) como una función de la presión (psia).

8. Calcular el gas remanente y el gas producido a la presión actualde 550 psig.

9. Respuestas al cuestionario de la guia.

SOLUCIÓN

1.• Mejores condiciones de separador: 100 psig

• Condiciones de burbuja:

Pb: 906.7 psia Bofb: 1.078 FACTOR VOLUMETRICO DEL PETROLEO POR ENCIMA DEL

PUNTO DE BURBUJA

Bo = Vr + Bofb

• Para P=1000 psiBo = 0.9987 + 1.078



Bo = 1.0765986

•

Para P=1172 psigBo = 0.9984 + 1.078Bo = 1.0762752

FACTOR VOLUMETRICO DEL PETROLEO POR DEBAJO DELPUNTO DE BURBUJA

Bo = Bod * (Bofb/Bodb)

• Para P = 750Bo = 1.069 * (1.078/1.075)Bo = 1.071983256

• Para P = 600Bo = 1.062 * (1.078/1.075)Bo = 1.064963721

• Para P = 450Bo = 1.054 * (1.078/1.075)Bo = 1.056941395

• Para P = 300Bo = 1.047 * (1.078/1.075)Bo = 1.04992186

• Para P = 150Bo = 1.037 * (1.078/1.075)Bo = 1.039893953

RELACION GAS EN SOLUCION PETROLEO Rs

Rs = Rsfb – (Rsdb - Rsd)(Bofb/Bodb)

• Para P = 750Rs = 155 – (154 - 133)(1.078/1.075)Rs = 133.94



• Para P = 600

Rs = 155 – (154 - 111)(1.078/1.075)Rs = 111.88

• Para P = 450Rs = 155 – (154 - 87)(1.078/1.075)Rs = 87.81

• Para P = 300Rs = 155 – (154 - 63)(1.078/1.075)Rs = 63.476

• Para P = 150Rs = 155 – (154 - 38)(1.078/1.075)Rs = 38.6763

2.a. Petróleo Original “in situ” inicial WOC = -820

Vb = 3359081.204 Acre * pie

Para este cálculo utilizamos datos de saturación y porosidad promediodel yacimiento, para ello se efectúo un promedio con los valores dadospara cada pozo.

144.0

1204.0

=

=

Sw

φ

Barriles de yacimiento( ) VbSw N *1**7758 −= φ

BY N

N

2685780439

024.3359081*)144.01(*1204.0*7758

=

−=

Barriles estándar



( )

BS N

BS

BY BY N

Boi

VbSw N

2495452293

07627.1

2685780439

*1**7758

=

=

−=

φ

b. . Petróleo Original “in situ” inicial WOC = -600

Vb = 2056076.458 Acre * pie

Barriles de yacimiento

BY N

N

1643952585458.2056076*)144.01(*1204.0*7758

=

−=

Barriles estándar( )

BS N

BS

BY

BY N

Boi

VbSw N

1527453692

07627.1

164395285

*1**7758

=

=

−=

φ

Para esta fecha tenemos agua intruida desde la cota -820 a la cota -600

3. La cantidad de agua intruida desde el comienzo de la producción seencuentra almacenada entre la cota -820 a la cota -600

Vb = 3359081.204 - 2056076.458 Acre * pieVb = 1303004.566 Acre * pie


BY x Nw

Nw

V Sw N

61008.718

566.1303004*)144.01(*1204.0*7758

*1**7758

=

−=

−= φ



En la determinación del agua intruida en BS se requiere el cálculo previodel factor volumétrico del agua del SF -25, y emplearemos el Bw a

condiciones iniciales.


BS x N

BS

BY

BY x N

Boi

VbSw N

4

6

10098.7

01165.1

1008.718

*1**7758

=

=

−=

φ

TABLA DE RESULTADOS

FUENTES DE ERROR.

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

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