Reserva 2 Ejercicios Del Capitulo IV

PET – 204 Reservorio II

CAPITULO 4

CRAFT HAWKINS

YACIMIENTOS DE PETROLEO CON EMPUJE SIMULTANEO, GAS EN SOLUCION , CAPA DE GAS, E HIDROSTATICA

4.1. a) escribir la ecuación (4,4) en términos d elos factores volumétricos del

petróleob) identificar los términos de la ecuación (4,4)c) demostrar que la ecuación (4,7) puede reducirse en la ecuación (3,14),

ecuación de recuperación en porcentaje para campos volumétricos de petróleo sin capa inicial de gas

a) N=

Np [Bt+(Rp−Rgi )Bo ]−(We.Bw∗℘)

Bt−Bti+m∗BtBoi

(Bo−Boi) (ecu. 4,4)

Donde: m=G∗BoiN∗Boi

Bt=Bo+Bg(Rsi-Rs)

Reemplazando: “m” y “Bt” en la ecuación 4,4

N=

Np [Bo+Bg(Rsi−Rs)+(Rp−Rgi )Bo ]−(We.Bw∗℘)

Bo+Bg (Rsi−Rs)−Bti+(G∗BoiN∗Boi )∗(Bo+Bg(Rsi−Rs))

Boi(Bo−Boi)

b)

m= volumeninicial de gas libre en el yacimientovolumeninicial de petroleo enel yacimiento

Bo=Z∗n∗R∗T

P Factor volumétrico del petroleo

Puede definirse como el volumen de un barril en cond. Standard ocupa en la formación a la temperatura del yacimientoy con el gas disuelto ue pueda retener el petróleo a esa presión

Rs=Razon de solubilidad

Se obtiene de grafica y esta depende de datos de presión, temperatura y composición de petroleo y gas

Bt=Bo+Bg(Rsi-Rs) factor volumetrico totalDefinido como el volumen en barriles que ocupa un barril fiscal junto con su volume inicial de gas disuelto a cualquier presion y temperatura

Yacimientos de petróleos con empujes simultáneos


Np= producción de petróleo en el yacimientoSe obtiene por lo gral. Aplicando factores de recuperación al petróleo en el yacimiento también se calcula por estudios de balance de materiales

Bw=Bwpura +(Rsw∗(Bwgas−Bwpura¿¿ solucion del gasnaturalen agua)¿ factor volumétrico del agua

We= Volumen de intrusión de aguaResulta de la disminución de presión o de los siguientes factores:

1. Flujo atresiano, donde el acuífero aflora a la superficie 2. Dilatcion( expansión ) del agua en el acuífero3. Dilatación de acumulaciones conocidaso desconocidas de petroleo y/o gas 4. Compactación de la roca del acuífero

c)

N= Np [Bt+(Rp−Rsi )Bg ]

Bt−Bti (Ecua. 4,7)

Donde: Bt=Bo+Bg(Rsi-Rs) Bti=BoiReeplazando “Bt”y”Bti” en ecu. 4,7

N= Np [Bo+Bg(Rsi−Rs)+ (Rp−Rsi )Bg]

Bo+Bg (Rsi−Rs )−Boi

N= Np [Bo+Bg∗Rsi−Bg∗Rs+Bg∗Rp−Bg∗Rsi ]

(Bo−Boi)+Bg (Rsi−Rs )

N= Np [Bo+Bg (Rp−Rs )]

(Bo−Boi)+Bg (Rsi−Rs )

r= NpN

r= (Bo−Boi)+Bg (Rsi−Rs )[Bo+Bg (Rp−Rs )]

( ecu. 3,14)



4.2 Calcular los valores para el segundo y cuarto periodos hasta el decimocuarto paso de la tabla4.2 para el campo conroe.

Bti= 7,37 p3/BF mBti/Bgi= 259 PCS/BFBgi= 0,00637 p3/BF Rsi= 600 Pcs/BF

(14.4lpca y 60 ºF)

MESE DESPUES DE COMENZADA LA PRODUCCION

Nº CANTIDAD UNIDADES 12 18 24 301 Np MM BF 9 22,34 32,03 40,182 Rp PCS/BF 1630 1180 1070 10253 p lpcr 2143 2108 2098 20874 Bg p3/PCS 0,00676 0,00687 0,00691 0,006945 Bt p3/BF 7,46 7,51 7,51 7,536 NpRp MM PCS 14800 26361,2 34400 41184,57 Rp-Rsi PCS/BF 1030 580 470 4258 (Rp-Rsi)Bg p3/BF 6,96 3,98 3,24 2,959 (5)+(8) p3/BF 14,42 11,49 10,75 10,48

10 Bg-Bgi p3/PCS 0,00039 0,0005 0,00054 0,0005711 (10)*(mBti/Bgi) p3/BF 0,101 0,130 0,137 0,14812 Bt-Bti p3/BF 0,09 0,140 0,140 0,16013 (11)+(12) p3/BF 0,191 0,270 0,277 0,30814 (1)*(9) MM p3 131 256,8 345 421,0715 We-Wp MM p3 51,5 17816 (14)-(15) MM p3 79,5 16717 N=(16)/(13) MM BF 415 60218 DDI Fracción 0,285 0,244

m= 181225 ac-p810000 ac-p



4.3

a) Construir el grafico de x=4y2 de y=0 a y=5 usando una escala apropiada en papel de coordenadas cartesianas .dar solo en parte de la curva en el primer cuadrante.

4 16 36 64 1000

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

4.5

5

b) hallar el valor de la siguiente integral por integración matemática .Esta área está por debajo de la curva hasta x=100

∫0

100

ydx

∫0

100x12

2dx

∫0

100x12

2dx


X Y4 116 236 364 4100

5


∫0

100 ( x12

2 )dx|¿

[ (100 )3 /2

3 ]= 333,3

C) Entrar el area por debajo de la curva por integracion grafica. Dividadase el area en 5 partes por 20 unidades de ancho sobre la coordenada x. Estimar su altura promedia de cada segmento y luego el area de cada uno. Súmelos para hallar el área total

Calculo de áreas estimando altura promedia de cada segmento

Alturas Áreas

H1= 22 A1= 22*20=440

H2 = 22+32.52

=27.25 A2 = 27.25∗20=545

H3 = 39+27.25

2=33.125 A3 = 33.125∗20=662.5

H4 = 33.125+46

2=39.56 A4 = 39.56∗20=791.25

H5 = 39.56+50

2=44.78 A5 = 44.78∗20=855.6

At= 3334.4510

=333.45U2

d) Cuadros aproximados “8.3” ----- A=8.3*20*20=3320/10 = 332 u2



EJERCICIO 4.4

a) A partir de la historia de caída de presión del campo Conroe presentada en la fig.

4.5. y para k=2170 p3/día/lpc, encontrar la intrusión acumulativa de agua ,W e por

medio de la integración grafica, al final del segundo y cuarto periodo de la tabla 4.2.



Si W e=K∫0

t

( pt−p )dt=2170∑0

18

(∆ p×∆ t)

Entonces Resolviendo la integralW e=2170¿

Donde 2044 es el área por debajo de la curva en lpc-meses y se asumió un valor promedio de 30,4 días por mes para convertir el área a lpc- día



Para el final del 2do PERIODO

W e=K∫0

t

( pt−p )dt=2170∑0

18

(∆ p×∆ t)

W e=2170 [( 1482 )× (14 )+( 148+1542 )× (2 )+( 154+1682 )× (2 )]×30.4W e=2170×1660×30.4W e=109MMPC

Para el final del 4to PERIODODonde es 30 meses después de comenzada la producción

W e=K∫0

t

( pt−p )dt=2170∑0

30

(∆ p×∆ t)

W e=2170 [( 1482 )× (14 )+( 148+1542 )× (2 )+( 154+1682 )× (2 )+(168+1642 )× (2 )+( 164+1802 )× (2 )+( 180+1752 )× (2 )+( 175+1832 )× (2 )+( 183+1852 )× (2 )+(185+1902 )× (2 )]×30.4W e=2170×3792×30.4W e=250MMPC

b) Después de encontrar los valores de W e complétese la tabla 4.2. para encontrar

los barriles fiscales iniciales de petróleo en el yacimiento al final del 2do y 4to intervalos


14

148154

168190

30


Si:

¿=Np [B t+(R p−R si)]∗Bg−(W e−BwW p)

(Bt−B ti)+mBtiBgi

∗(Bg−Bgi)

Si los datos obtenidos de la tabla 4.2. son:ENTONCES PARA EL 2do PERIODO W e=109MMPCNp=22,34MMBF

Bti=7,37pcBF

Bgi=0,00637pcPCS

m=0.224

Rp=1180pcsBF

Bg=0,00687pcPCS

Bt=7,51pcBF

R si=600pcsBF

mBtiBgi

=259 pcsBF

P=2108 lpcr

¿=22,34×106[7,51 pcBF +(1180−600) pcsBF ]∗0,00687 pc

PCS−109×106 pc¿ ¿

(7,51−7,37 ) pcBF

+259 pcsBF

∗(0,00687−0,00637) pcPCS

¿=546MMBFPARA EL 4to PERIODO W e=250MMPCNp=40,18MMBF

Rp=1025pcsBF

Bg=0,00694pcPCS

Bt=7,53pcBF

P=2087 lpcr



¿=40,18×106[7,53 pcBF +(1025−600) pcsBF ]∗0,00694 pc

PCS−250×106 pc¿ ¿

(7,53−7,37 ) pcBF

+259 pcsBF

∗(0,00694−0,00637) pcPCS

¿=556MMBF

4.5 Calcular los índices de empuje o desplazamiento para el segundo y cuartos periodos.

DATOS IDD=índice de desplazamiento de deplesión

Periodo Nº 2

IDD=N (Bt−Bti)

Np ⌊Bt+(Rp−Rsi )Bg ⌋

IDD=537.25(7.51−7.37)

22.34 ⌊7.51+ (1180−600 )0.00687 ⌋=0.2929

Periodo Nº 4

IDD=545.6229¿106(7.53−7.37)

40 .18¿106 ⌊7.53+(1025−600 )0.00694 ⌋=0.2073

IDS=índice de desplazamiento de segregación

Periodo Nº 2

IDS=

N∗m∗BtiBgi

∗(Bg−Bgi)

Np ⌊Bt+(Rp−Rsi) Bg ⌋

IDS=

537.25¿106∗0.224∗7.370.00637

∗(0.00687−0.00637)

22.34 ⌊7.51+(1180−600 )0.00687 ⌋=0.2711

Periodo Nº 4

IDS=

545.6229 ¿106∗0.224∗7.370.00637

∗(0.00694−0.00637)

40.18¿106 ⌊7.53+(1025−600 )0.00694 ⌋=0.1914



IDH=índice de desplazamiento de empuje

Periodo Nº 2

IDH=(We−Bw∗℘ )0

Np ⌊Bt+(Rp−Rsi )Bg ⌋

IDH= 112¿106

22.34 ⌊7.51+ (1180−600 )0.00687 ⌋=0.4361

Periodo Nº 4

IDH= 253¿106

40.18¿106 ⌊7.53+ (1025−600 )0.00694 ⌋=0.6008

4.6. Si la recuperación en el campo conroe es de 70 por ciento por empuje hidrostático, 50 por ciento por empuje de segregación, y 25 por ciento por empuje de depleción , calcular con los índices de empuje del quinto periodo la recuperación total de petróleo esperada.

DATOS:

Fr DDI=25%

Fr SDI=50%

Fr WDI=70%

En la tabla 4.2 , tenemos los datos de producción por periodos del campo conroe.

DDI=O,180

SDI=0,174

WDI=0,646

Los índices de tabla están expresados en fracción , por tanto con estos datos trabajaremos usando regla de tres simple:

DDI= 0,180→100%

X←25%

DDI al 25%=0.045

SDI=0,174→100%



X←50%

SDI al 50%=0.087

WDI= 0,646→100%

X←70%

WDI al 70%=0,4522

RECUPERACION= DDI+SDI+WDI

RECUPERACION=0,045+0,087+0,4522=0,5842*100=58,42%

La recuperación esperada en el quinto periodo es de 58, 42%

4.7 Explicar porque los dos primeros cálculos del petróleo inicial en el yacimiento con la ecuacion de balance de materiales para el campo Conroedan valores bajos.

El volumen de Ni es bajo porque:

1. El volumen de casquete de gas= 181225[Gi*Bgi] acre-pie.

2. El volumen del petróleo= 810000[N*Boi] acre-pie

Por lo tanto la presión de este campo se encuentra por debajo de la presión de burbuja o Saturación y el volumen de petróleo inicial será bajo puesto que no se considera la expansión de la roca y del fluido en su etapa inicial.

Otro punto que debemos tomar en cuenta es la relación de los tamaños del gas libre y del petróleo inicial es muy bajo.

m=181225810000

=0.224

El valor de m es muy bajo. Para que exista mayor recuperación de petróleo el tamaño de gas libre en relación al de petroleo debe ser m≥0.5 .

Concluyendo debido al valor de m que es baja, la influencia por capa de gas es baja también obteniéndose valores bajos del volumen de petroleo.



4.8. a) La historia de presion del campo Peoria se presenta en la fig. 4.16. Durante el periodo de 36 a 48 meses, la produccion del campo de petroleo Peoria permanece practicamente constante en 8450 BF/dia, con una RGP diaria de 1052 PCS/BF, y 2550 BAPD (barriles de agua por dia). La razon inicial gas en solucion-petroleo fue de 720 PCS/BF y la RGP acumulada al cabo de 36 meses fue de 830 PCS/BF, y al cabo de 48 meses fue de 920 PCS/BF. El factor volumetrico total o de dos fases a 2500 lpca fue de 9,050 p3

por BF y el factor volumetrico del gas a la misma presion, 0,00490 pies cubicos/PCS. Calcular la intrusion acumulada de agua durante los primeros 36 meses. Sugerencia: Determinese k durante el periodo de presion estabilizada. Luego, calculese el area por encima de la curva de presion en lpc/dias y multipliquese por k; el producto sera la intrusion acumulativa de agua. Res.: 13,7MMbl

b) A partir de los datos en parte a), calcular el factor de desviacion del gas para el gas del yacimiento a 2500 lpca y 175°F. Condiciones normales, 14,7 lpca y 60°F. Res.:0,682.

c) ¿Qué informacion falta en los datos de la parte a) para calcular el factor volumetrico del petroleo a 2500 lpca?

Datos:

dNpdt

=8450BF /dia

dWpdt

=2550BAPD

RGPdiario=1052PCS /BF

Rsi=720 PCSBF

βt=9,050 PCBF

@2500 psi

βg=0,00490 PCBF

@2500 psi

Rata diaria de vaciamiento @ 2500 psiadVdt

=βt dNpdt

+ (Rs−Rsi )βg dNpdt

+βw dWpdt



Factor Volumetrico del H2O (βw)

Presión lpca 150°F 200°F3000 1,0154 1,02712000 1,0168 1,0304

*Interpolando para determinar βw @ 2500 y (150 ˄200) °F

3000 1,0154 3000 1.0271

2500 x @150°F 2500 x @200°F

2000 1,0168 2000 1.0304

3000−20003000−2500

=1,0154−1,01681,0154−x

3000−20003000−2500

=1,0271−1,03041,0271−x

1000500

=−1.4∗10−3

1.0154−x1000500

=−3.3∗10−3

1,0271−x

1015.4−1000 x=−0.71027.1−1000 x=−1.65

x=1015.4+0.71000

=1.0161x=1027.1+1.651000

=1.02875

Interpolación para βw@175 ° F

200 1.02875

175 x

150 1.0161

200−150200−175

=1.02875−1.01611.02875−x

5025

= 0.012651.02875−x

51.4375−50x=0.31625

x=1.0224



dVdt

=βt dNpdt

+ (Rs−Rsi )βg dNpdt

+βw dWpdt

dVdt

=9,050∗8450+(1052−720 )0,00490∗8450+1,0224∗2550

dVdt

=92826.08 PC /dia

dVdt

=dWedt

=92826.08=K (3000−2500)

k=92826.08

(3000−2500 )=

185.65 pcdiapsi

Área por encima de la curva de presión

Area=(Pi−P )2

( t−ti )+(Pi−P1 )+ (Pi−P2 )

2(t 2−ti )+

(Pi−P2 )+ (Pi−P3 )2

(t 3−t 2 )+(Pi−P3 )+(Pi−P4)(t 4−t 3)

2+

(Pi−P4 ) (Pi−P5 )2

(t 5−t 4)

Area=(3000−2700 )

2(12−0 )+ (3000−2700 )+ (3000−2535 )

2(24−12 )+ (3000−2535 )+(3000−2500 )

2(36−24 )

A= 12180psia*mes 30.4 30.4 dias tiene el mes aproximadamenteA=360000Psia−dia

We=K∗A

We=185.65 PCdia−psi

∗360000 psi−dia

We=66.83 MMPC∗1Bbl5.615 PC

=11.92MMBbl

a)P=2500 psiaT=175 ° F𝐶Normales= 14.7psia y 60°F



βg=0.02828∗Z∗TP

Z= βg∗P0.02828∗T

Z=0.00490∗25000.02828∗635

Z=0.682

b) El factor volumétrico está en función de: Razón gas-petróleo (RGP) Gravedad especifica del gas (SGg) Gravedad del petróleo fiscal (API) Temperatura (T) °F

Y nosotros tenemos RGP y Temperatura (°F) como datos, faltándonos la gravedad especifica del gas (SGg) y la Gravedad del petróleo fiscal

4.9.- empleando el método de mínimos cuadrados, calcúlense las constantes del polinomio de segundo grado que representa los siguientes datos del factor volumétrico del gas:

P Bg3657 11613558 11343476 11123375 10843277 10563174 10263060 993

Solución: ecuación general Bg=a+bP+cP^2

∑Bg=na+b∑P +c∑P^2

∑BgP=a∑P +b∑P^2 +c∑P^3

∑BgP^2= a∑P^2+ b∑P^3+c ∑P^4

Donde:

∑Bg= Bg1+ Bg2+ Bg3……. Bgn

∑P=P1+P2+P3+…….Pn



∑BgP=P1Bg1+P2Bg2+P3Bg3+…….PnBgn

ENTONCES:

P Bg P*Bg P^2*bg p^2 P^3 P^43657 1161 4245777 1552680648

913373649

48907434393

1,78854E+14

3558 1134 4034772 14355718776

12659364

45042017112

1,60259E+14

3476 1112 3865312 13435824512

12082576

41999034176

1,45989E+14

3375 1084 3658500 12347437500

11390625

38443359375

1,29746E+14

3277 1056 3460512 11340097824

10738729

35190814933

1,1532E+14

3174 1026 3256524 10336207176

10074276

31975752024

1,01491E+14

3060 993 3038580 9298054800 9363600 28652616000

8,7677E+13

23577 7566 25559977

86640147077

79682819

2,70211E+11

9,19337E+14

Reemplazando queda:

7566= 7a +23577b +79682819c

25559977= 23577a +79682819b+2,70211E+1

1c8664014707

7=7968281

9a+2,70211E+1

1b+9,19337E+1

4c

Resolviendo por matrices queda:

A=-160.27

B=0.4565

C=0.00002605

Donde: Bg=-160.274+0.4565P-0.00002605 P2

4.10 a) Calcular el factor volumétrico de una fase (del petróleo) en base a condiciones standart, a partir de los datos de PVT de las tablas 4.7 y 4.8, a la presión del yacimiento de 1702 lpcr, si las condiciones del separador son 100 lpcr y 76 °F.



βo=?

PVT=4.7∧4.8

Py=1702 lpcr

Psep=100lpcr RGP =506 PCS/BF GSo = 31.9 GSg = 0.9725

T=76 ° F R = 49 PCS/BF VVi

=1.335

RGP220 °F=213PCSBl

R220 °F=425PCSBl

VVi

=1.295

4.11 Los siguientes datos de PVT corresponden al análisis de una muestra de petróleo tomada del fondo de un pozo:

a) Dibujar de rectangulares la correlación Y como función de presión. Trazar la mejor recta a través de los puntos registrados, y del grafico determinar las constantes de la ecuación Y= mp+b

y= Pb−pp(Vt−1)

p Vt Vt-1 Pb-p (Pb-p)/p y

3000 1.0000 0 - - -2927 1.0063 0.0063 73 0.02494 3.95852703 1.0286 0.0286 287 0.10983 3.84192199 1.1043 0.1043 801 0.36426 3.49241610 1.2786 0.2786 1390 0.86335 3.09891206 1.5243 0.5243 1794 1.48756 2.8372999 1.7399 0.7399 2001 2.00300 2.7071

Y= mp+b=?

m=3.9587-2.7071

y = (4.28*10^-4) p+ 2.04



4.12 A partir de los datos de núcleos de la tabla 4.11, calcular, por el método volumétrico, los volúmenes iniciales del petróleo y de gas libre en el yacimiento.

Porosidad promedia=16.80

Saturación de agua innata,=27

Volumen productivo neto de la zona de petróleo =346000ac-p

Volumen productivo neto de la zona de gas=73700ac-p

Factor volumétrico bifacico inicial = 8,29000pc/bf

Gi=Vbruto×Ø(1- Sw)×βg

Gi= 73700acre-p× 43560pie^2/1acre×0,1680(1-0.27)×204.74

Gi=80,61 MMM PCS

NI= Vbruto×Ø(1-SW)/βo

Ni=(346000acre-pie×43560p`2/1acre×0.1680×(1-0.27))/8.2900



4.15.- calcular la rata diaria de instrucción de agua para el campo Rockewell al final del cuarto periodo (31-12-53).

DATOS

Np : 18.59 MMM por método de minimos cuadrados para Bg:

Bt: 8.57368

Bg: 0.005423 Bg =0.08919*P – 30.245 – 6.2262*10^-6( P )^2

Rp: 896 pcs/BF Bg = 0.08919*3060 - 30.245 - 6.2262*10^-6 (3060)

Rsi: 857 Bg = 184.377 PCS/P^3

G: 80.61 MMM Bg = 0.0054237 P^3/ PCS

Bgi: 0.00448843 Bt= 8.29000 (1+3480−P

7.683∗10−4∗P2+1.66∗P¿

N: 223.0 MMM Bt = 8.29000 (1+3480−3060

7.683∗10−4∗(3060¿¿¿2+1.66∗3060¿)¿

Bti: 8.29000 Bt = 8.57368 p^3/BF

Bw: 1.025 M

Wp: 1554.0 M

EMPLEANDO EBM :

We=Np[Bt+Bg(Rp – Rsi )] – G (Bg – Bgi ) – N (Bt – Bti ) + Bw Wp

We = 18.59 MMM 8.57368 +0.0054237 ( 896 - 857 ) ] - 80.61 MMM( 0.0054237 - Ni=223.0 MMBF.



4.16 Calcular la rata diaria de yacimiento del yacimiento del campo Rockwell en barriles por día al final del cuarto periodo si la producción diaria es 12.300BF de agua, con Bw=1.025

DATOS

Producción diaria= 12300 BF/dia = αNp/αt RSI= 875 PCS/BF

RGP= 972PCS/BF = Rs

Bw= 1.025 NNL/BF

Wp= 2146 BAPO= αWp/αt

αV/αt = αNp/αt* [Bt+Bg (Rs-Rsi)] + Bw*αWp/αt

αV/αt = 12300 * [ 9.37 + (0.00675676*(972-875)] + (1.025*2146)

αV/αt = 125512.10 PC/DIA * 1Bbl/ 5.615 PC

αV/αt = 22353 BF/DIA

4.17 Si la producción se reduce de manera que la presión de fondo se estabilice al final del cuarto periodo, ¿Cuáles son las producciones permisibles por pozo y del campo? Asumir que las producciones de petróleo, gas y agua se reducen en la misma proporción y que el número de pozos productores siguen siendo 116.

DATOS

We = 14062 BAPD

αV/αt = 22353 BBl/DIA DATOS AL PERIODO 4º

αNp/αt = 12300 BPD

Np = αNp/αt * We

αNp /αt = 12300 Bbl/DIA * 14062Bbl /DIA22353Bbl /DIA



4.18 ¿Con la rata de producción del problema 4.17, en cuanto tiempo – en años – se agota un 70 % el petróleo original en el yacimiento?

4.19. Calcular la rata diaria de inyección de agua requerida para estabilizar la presión de fondo al final del cuarto periodo a rata actual de producción.

Datos obtenidos del ejercicio 4.16

Rata de vaciamiento =22351BPD

4to periodo dwe/dt = 14062 BPD

Para estabilizar la presión se inyecta agua

Dwi/dt= dv/dt –dwe/dt= (22351-14062)BPD

Dwi/dt= 8289BPD

4.23

a) Asumiendo que no ocurre segregación gravitacionaldel gas libre en la zona de petróleo del campo Rockwell y que la razón de la razón de gas-petroleo de producción se aproxima a la razón inicial gas en solución-petroleo, demostrar que la saturación de gas en la zona de petróleo será aproximadamente 10 % si la presión cae a 2625 lpca

Como no corre por segregación

Sg= Bt−BoBt

×(1−Sw)

Entonces



Bt=8,29000∗(1+ 3480−P7,683×10−4 p2+1,66∗p

)

Bt=8,29000∗(1+ 3480−26257,683×10−4 (2625 )2+1,66∗2625

)

Bt=9,024 pcBF

Entonces si la presiónes son:2800…….1.4072625…….×2400…….1,367

2800−24002800−2625

=1,407−1,3671,407−x

400175

= 0,041,407− x

562,8−400 x=0,07Despejando x.

x=562,8−0,07400

=1,40bbl

Bo=1,40+ 5,61511

=7,861

Remplazando en la ecuación:

Sg=9,024−7,6819,024

×(1−0,27)

Sg=0,094∗100

Sg=9,56%≅ 10%b) Si las pruebas de laboratorio con los nucleos indican una saturación

crítica de gas de solo unas pocas unidades por ciento para la caliza de Reynols ¿Qué predicciones puede hacerse para el comportamiento del yacimiento, si la presión cae a 2625 lpca?R-.si la presión cae a 2625lpca según prueba de laboratorio todo parece indicar que la saturación crítica del gas es alta para la alta permeabilidad de la caliza del campo Rockwell.

4.24. Calcular la presión de estabilización del yacimiento sin inyección de agua, si se mantiene la actual rata de producción de 12300 BF/dia con una razón gas- petróleo de 972 PCS/BF, y 2146 BAPD. SUGERENCIA: igualar la rata diaria de vaciamiento ala diaria de intrusión, expresada en términos de presión y de los factores volumétrica de los fluidos. Asumir que Bw permanece igual a 1,025



bl/BF. Encontrar por tanteo la combinación de presión y factores volumétricos que hagan valida la ecuación de balance de materiales

4.21 Calcular el aumento en la presión del yacimiento con tiempo si las operaciones de inyección comienzan al final del cuarto periodo de una rata de 12.690 BPD

De la fig. 4.15 pagina 253 del hawkins

Presion (psia) Tiempo (dias) Δt/dia

3060 1750 5263100 22563100 2256 9813150 32373150 3237 9463175 4183

a) Calcular el valor de Y a 1500 lpca

Vt @ 1500 psi =?



y= Pb−pp(Vt−1)

(1) y = (4.28*10^-4) p+ 2.04 (2)

(1) = (2)

Vt=1+ 3000−15004.28 E−4∗(15002+2.04∗1500)

Vt=1.372@1500 psi


Reserva 2 Ejercicios Del Capitulo IV

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