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PRACTICA CAP. V,VI,VII,VIII
1. Dada la siguiente Composición: Componente
Yi
CO2 N2 C1 C2 C3 n-C4 n-C5
0,06 0,03 0,75 0,07 0,04 0,03 0,02
Si la presión temperatura el reservorio reservorio son 2.500 Psia Psia y 175 0F respectivamente, calcular: a. Densidad del del gas en la presencia presencia de componentes componentes no hidrocarburíferos, hidrocarburíferos, usando: 1. Wichert –Aziz Method 2. Carr-Kobayashi-Burrows Carr-Kobayashi-Burrows Method b. Coeficiente isotérmico de compresibilidad de gas. c. Viscosidad del gas, usando: 1 Carr-Kobayashi-Burrows Carr-Kobayashi-Burrows Method 2 Lee-Gonzáles-Eakin 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 pozos productores (ver (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 P 1 = 600 m, para P2 500 m y para P 3 700 m. Las distancias entre pozos són: P 1-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).
Consultar: Texto Ing. Hermas Herrera callejas.
3. En un yacimiento de gas húmedo, al cabo del primer año de producción, se determinó una presión promedio de reservorio de 4455 psia y a esta fecha la producción acumulada ha sido de 755 MMpcs. Luego de cinco años, la presión fué 3122 psia y el volumen acumulado de gas producido 2144 MMpcs. La gravedad específica del gas se asume que es constante e igual a 0.63 y la temperatura del reservorio 211oF. Determinar: a) el factor de recuperación al cabo del quinto año; b) el volumen original de gas en reservorio. Textos Ing. Hermas Herrera Callejas. Ing. Rolando Camargo Gallegos- Primera edición2006, pág. 84. 4. Un yacimiento de gas-condensado de la zona central del país se encuentra produciendo desde 1962. 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. La tabla 7.1 adjunta contiene esta información en las columnas Fecha, Presión, Factor Z y Producción. Calcular el gas original in situ en Bpc. Consultar: Textos Ing. Hermas Herrera Callejas. Consultar:
5. Un reservorio de petróleo produce por empuje de gas disuelto. A su descubrimiento la presión fue 4400 Psia. Después de un período de producción, la presión es 3900 Psia. Calcular el factor de recuperación para este período. Datos adicionales: Swc=26%, cf=8,5x10-6 psi-1, cw=4x10-6. Punto de burbuja=3789 psia Presión(psia)
B o(bl/bls)
4400 3900
1.55 (Boi) 1.59 (Bo)
Consultar:
Textos Ing. Hermas Herrera Callejas.
6. Un yacimiento productor de petróleo a tiempo de descubrirse tenía una presión de 4335 psia. Al cabo de quince meses de producción, la presión estática ha disminuido a 3300 psia, próxima al punto de burbuja. Durante este tiempo se han producido 81000 bls de petróleo. El yacimiento es volumétrico y no se tiene evidencia de que exista un acuífero activo. 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, del agua = 3x10 -6 psi-1, Los datos PVT son los siguientes: Presión Bo Bg Rs psia Bl/Bls pc/pcs pcs/Bls 4335 1.52 0.00825 688 3300 1.54 0.00834 688 Consultar: Textos Ing. Hermas Herrera Callejas. 7.Un yacimiento productor de petróleo tenía una presión inicial de 3200 psia. Los análisis PVT se muestran en la tabla 8.2, así como los datos de producción para cada intervalo de presión. El análisis PVT también indica que el punto de burbuja es 3745 psia. Se quiere determinar: a) el volumen original de petróleo; b) el volumen original de gas libre; c) el volumen original de gas disuelto. Tabla 8.2
DATOS DEL EJERCICIO 8.3
P,psia ΔNp,bls Bo,bl/bls Bg,pc/pcs Rs,pcs/Bls Rp,pcs/bls
3200
1.310
0.00582
750
770
3000
7300
1.300
0.00638
738
792
2800
6200
1.285
0.00675
719
821
2600
5500
1.275
0.00689
695
844
Consultar: Textos Ing. Hermas Herrera Callejas.
Ing. Rolando Camargo Gallegos- Primera edición- 2006, pág. 173. VER EN BBLIOTECA ING-RÍA. PETROLERA - UMSA (COTA - COTA)
