PRACTICA CAP.V,VI,VII,VIII 1. Dada la siguiente Composición: Componente CO2 N2 C1 C2 C3 n-C4 n-C5 Yi 0,06 0,03 0,75 0,07 0,04 0,03 0,02 Si la presión temperatura el reservorio son 2.500 Psia y 175 0F respectivamente, calcular: a. Densidad del gas en la presencia de componentes no hidrocarburíferos, usando: 1. Wichert –Aziz Method 2. Carr-Kobayashi-Burrows Method b. Coeficiente isotérmico de compresibilidad de gas. c. Viscosidad del gas, usando: 1 Carr-Kobayashi-Burrows Method 2 Lee-Gonzáles-Eakin Method Consultar: Libro Ing. Hermas Harrera C. Tarek Ahmed – Hydrocarbon Phase Behavior (código: RES-040, pág. 132 2. Se tienen tres pozos productores (ver Fig 6.4) que atraviesan una arena de 25 pies de espesor. La arena tiene una porosidad efectiva de 0.12 y contiene petróleo negro cuyo factor volumétrico es 1.21 Bl/Bls. El gas disuelto tiene una solubilidad de 550 pcs/Bls. El yacimiento se encuentra sobre su punto de burbuja y no existe gas libre. Se estima un factor de recuperación de 23%. Saturación de agua conata=28%. Los radios de drenaje son: para P1 = 600 m, para P2 500 m y para P3 700 m. Las distancias entre pozos són: P1-P2 = 3000 m, P2-P3 = 3500 m y P1-P3 = 4000 m. Calcular: a) la reserva probada de petróleo y b) la reserva probada de gas (disuelto). Rolando Camargo Gallegos. 4. Consultar: Textos Ing. la presión fué 3122 psia y el volumen acumulado de gas producido 2144 MMpcs. b) el volumen original de gas en reservorio. Datos adicionales: Swc=26%. la presión es 3900 Psia. 5. Consultar: Textos Ing. Se han obtenido los datos de los archivos de producción y se los ha ordenado adecuadamente de acuerdo a las fechas en las que se efectuaron pruebas de presión.63 y la temperatura del reservorio 211oF. Hermas Herrera callejas. al cabo del primer año de producción. Ing. Después de un período de producción. Calcular el factor de recuperación para este período. Hermas Herrera Callejas. Punto de burbuja=3789 psia Presión(psia) Bo(bl/bls) 4400 1. cf=8. Un reservorio de petróleo produce por empuje de gas disuelto. 84.Primera edición2006. Luego de cinco años.Consultar: Texto Ing. . Presión. La tabla 7. Factor Z y Producción.59 (Bo) Consultar: Textos Ing. La gravedad específica del gas se asume que es constante e igual a 0.5x10-6 psi-1. Un yacimiento de gas-condensado de la zona central del país se encuentra produciendo desde 1962. Determinar: a) el factor de recuperación al cabo del quinto año. Hermas Herrera Callejas. pág. A su descubrimiento la presión fue 4400 Psia. cw=4x10-6. En un yacimiento de gas húmedo.55 (Boi) 3900 1. Calcular el gas original in situ en Bpc. 3. se determinó una presión promedio de reservorio de 4455 psia y a esta fecha la producción acumulada ha sido de 755 MMpcs. Hermas Herrera Callejas.1 adjunta contiene esta información en las columnas Fecha. la presión estática ha disminuido a 3300 psia.00825 688 3300 1. 173.300 1. El análisis PVT también indica que el punto de burbuja es 3745 psia.285 1.310 1.00638 0. Tabla 8. 7. Hermas Herrera Callejas.Primera edición.00675 0. Ing.pc/pcs Rs.bl/bls Bg.52 0. a) ¿Cuál es el volumen original in situ de petróleo? b) ¿Cuál el volumen original de gas disuelto? c) ¿Qué fracción de petróleo se ha recuperado? Compresibilidad de la formación = 9x10-6 psi-1. próxima al punto de burbuja.psia ΔNp. pág. c) el volumen original de gas disuelto.COTA) .00834 688 Consultar: Textos Ing.2.pcs/bls 3200 3000 2800 2600 7300 6200 5500 1.UMSA (COTA .6. VER EN BBLIOTECA ING-RÍA. b) el volumen original de gas libre.00689 750 738 719 695 770 792 821 844 Consultar: Textos Ing. Los análisis PVT se muestran en la tabla 8.54 0. Se quiere determinar: a) el volumen original de petróleo.Un yacimiento productor de petróleo tenía una presión inicial de 3200 psia. Rolando Camargo Gallegos. Hermas Herrera Callejas. así como los datos de producción para cada intervalo de presión. El yacimiento es volumétrico y no se tiene evidencia de que exista un acuífero activo. Durante este tiempo se han producido 81000 bls de petróleo.275 0.bls Bo. Un yacimiento productor de petróleo a tiempo de descubrirse tenía una presión de 4335 psia.00582 0.3 P. del agua = 3x10-6 psi-1.pcs/Bls Rp. PETROLERA .2 DATOS DEL EJERCICIO 8. Al cabo de quince meses de producción.2006. Los datos PVT son los siguientes: Presión Bo Bg Rs psia Bl/Bls pc/pcs pcs/Bls 4335 1. . 438:9.O3 80/090723O:3.2.820/4 . /0 5.947/070.43./0.8 03 .7.8 &3 70807.807707.-4 /0 6:394 .3/4 .0.574/:. 9.8 3 #4.../... .0.O3. 47/03.5708O357420/4/070807.8 ./4 /0 .03/4 /08/0 $0 . 31472.:-720394 .-4/057207.3 4-903/4 48 /..:2:. 085:F8 /0 :3 507J4/4 /0 574/:.O3 5.:507..948 /0 48 ..58.N4/0574/:.O3 . 43. .8 574/:..4:203 .:.08 $.807707.807707.9:7.4:203473.4:23./0.48 /0 574/:..74 ..70. 438:9.0.8 6:0 80 010..4 .8 0./ 0850./..:.8473..0890507J4/4 . .5708O308 !8.8 80 . 0 ..O3 .948.8:20 6:0 08.7%09483 072.:2:.20394/0.7. .20394 /0 . !:394/0-:7-:. .O3 03 ..947 /0 70.O3 80 48 .3900:. 5708O3 1:0 !8..947!74/:.80370807.8/4/0 5.8 .O3 ..N4 .. 10..089...8 /8:094 8: /08..0 547 025:0 /0 .0397.8 10.:0397.902507.-.:07/4 .7%0943 072. 5708O3 1:F 58.474/058..389:035. .7%09483 072. !708O3 58. 0 1. .0/..7 .N48 .:... 7. 0 .474 /0 5097O04 574/:. /0 .43/038. 0/.J8 80 03.439030 089.048 !7207..O3 5E &3 ./.8 3:3. !708O3 .3.743 57:0-./:39.8 .20390 /0 ..J1.8 :04/0./4 .1 58 .9:.701..4389./4 /0 . 574/:.474 438:9... .8 /0 5708O3 ../4 5./070807..:507. 4 -.4744 090723.. 7%09483 072.807707.8 .0.-8 4 4 438:9.. 5:394/0-:7-:.4 34 80 9030 0.90254 /0 /08.20394 08 . .39008909025480.. 57O2.0 20808 /0 574/:. .948!'%843488:03908 !708O3 4 #8 58..8/8:094 .3574/:.947 /0 5097O04 . :E080.//0.O3/05097O0480..70. . &3 .4 .O3 58 /0./0..:507.. :E0.. /823:/4...4:2F97. 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