• Author / Uploaded
• Jessica

Citation preview

6) Los datos de PVT como se muestra en la tabla 4-19 se obtuvieron en una muestra de petróleo crudo tomada del campo Nameless. La presión inicial del yacimiento fue de 3600 psia a 160ºF. La gravedad específica promedio del gas de solución es 0.65. El reservorio contiene 250 MMbbl de petróleo inicialmente en su lugar. El aceite tiene una presión de punto de burbuja de 2500 psi. a) Calcule el factor volumétrico de formación de petróleo de dos fases a: 1. 3200psi 2. 2800 psi 3. 1800 psi b) Calcule el aceite inicial en su lugar tal como se expresa en MMSTB. c) ¿Cuál es el volumen inicial de gas disuelto en el reservorio? (Rs) d) Calcule el coeficiente de compresibilidad del aceite a 3200 psia

a) calcular el Bt para 3200, 2800 y 1800 psia Para 3200 psia

𝛽𝑡 = 𝛽𝑜 + 𝛽𝑔(𝑅𝑠𝑖 − 𝑅𝑠)

𝐵𝑏𝑙

𝛽𝑡 = 1,137 𝑆𝑇𝐵 + 0(𝑅𝑠𝑖 − 𝑅𝑠)

𝛽𝑡 = 1,137

𝐵𝑏𝑙 𝑆𝑇𝐵

Para 2800 psia 𝐵𝑏𝑙

𝛽𝑡 = 1,325 𝑆𝑇𝐵 + 0(𝑅𝑠𝑖 − 𝑅𝑠) 𝛽𝑡 = 1,325

𝐵𝑏𝑙 𝑆𝑇𝐵

Para 1800 psia 𝑇𝑝𝑐 = 168 + 325𝜑 − 12,5𝜑 2 𝑇𝑝𝑐 = 168 + 325(0,65) − 12,5(0,65)2 𝑇𝑝𝑐 = 373,97℉ 𝑃𝑝𝑐 = 677 + 15,0𝜑 − 37,5𝜑 2 𝑃𝑝𝑐 = 677 + 15,0(0,65) − 37.5(0,65)2 𝑃𝑝𝑐 = 648,83 𝑝𝑠𝑖 𝑇𝑝𝑟 = 𝑇𝑝𝑟 =

𝑇 𝑇𝑝𝑐 160+460 373.97

= 1.66

𝑃

𝑃𝑝𝑟 = 𝑃𝑝𝑐 𝑃𝑝𝑟 =

𝑍 = 0,855

1800 = 2.77 648,83

𝐵𝑔 = 0,02827 ∗

𝑍∗𝑇 𝑃

𝐵𝑔 = 0,02827 ∗

0.855 ∗ 620℉ 𝑐𝑓 = 0,00833 1800 𝑆𝐶𝐹

𝛽𝑡 = 1,263

𝐵𝑏𝑙 𝑐𝑓 1𝐵𝑏𝑙 𝑆𝐶𝐹 𝑆𝐶𝐹 𝐵𝑏𝑙 + 0,00833 ∗ (567 − 436 ) = 1,46 𝑆𝑇𝐵 𝑆𝐶𝐹 5,615 𝑐𝑓 𝑆𝑇𝐵 𝑆𝑇𝐵 𝑆𝑇𝐵

b) Volumen de petróleo original @ ST 𝛽𝑜 =

𝑉𝑜𝑙 𝑂𝑖𝑙 @ 𝑟𝑒𝑠𝑒𝑟𝑣𝑜𝑟𝑖𝑜 𝑉𝑜𝑙 𝑂𝑖𝑙 @ 𝑆𝑇

𝑉𝑜𝑙 𝑂𝑖𝑙 @ 𝑆𝑇 =

𝑉𝑜𝑙 𝑂𝑖𝑙 @ 𝑟𝑒𝑠𝑒𝑟𝑣𝑜𝑟𝑖𝑜 𝐵𝑜

𝑉𝑜𝑙 𝑂𝑖𝑙 @ 𝑆𝑇 =

250 𝑀𝑀𝐵𝑏𝑙 = 190,84 𝑀𝑀𝑆𝑇𝐵 1,31

c) Volumen inicial de gas disuelto 𝑉𝑔 = 190,84 𝑀𝑀𝑆𝑇𝐵 ∗ 567

𝑆𝐶𝐹 𝑆𝑇𝐵

𝑉𝑔 = 108,21 𝐵𝐶𝐹

d) Compresibilidad para 3200 psi 1 𝜕𝑉 C3200= - 𝑉𝑜𝑙.𝑟𝑒𝑙. ∗ (𝜕𝑃)

C=-

1 𝑟𝑒𝑠𝑏𝑏𝑙 1.317 𝑠𝑡𝑏

*

(1325−1310) (2800−3200)

= 14.236 × 10−6 𝑝𝑠𝑖 −1

7) Se colocaron 295 cc de una muestra de petróleo crudo en un PVT a una presión inicial de 3500 psi. La temperatura de la celda se mantuvo a una temperatura constante de 220ºF. A continuación, se realizó una prueba de liberación diferencial en la muestra de petróleo crudo con las mediciones registradas como se muestra en la Tabla 4-20. Utilizando las medidas

registradas y suponiendo una gravedad del aceite de 40ºAPI, calcule las siguientes propiedades PVT: a) Factor de volumen de formación de aceite a 3500 psi. b) Solubilidad del gas a 3500 psi. c) solubilidad del gas a 2000 psi. d) coeficiente de compresibilidad isotérmica a 3300 psi. e) Densidad del aceite a 1000 psi

a) Factor volumétrico del petróleo en la formación a 3500 psi. 𝛽𝑜 =

𝑉𝑜𝑙 𝑂𝑖𝑙 @ 𝑟𝑒𝑠𝑒𝑟𝑣𝑜𝑟𝑖𝑜 𝑉𝑜𝑙 𝑂𝑖𝑙 @ 𝑆𝑇

𝛽𝑜 =

290 𝑏𝑏𝑙 = 1,615 179,53 𝑆𝑇𝐵

b) solubilidad del gas a 3500psi 𝑅𝑠 = 𝑅𝑠 =

𝐺𝑎𝑠 𝑑𝑖𝑠𝑢𝑒𝑙𝑡𝑜 𝑒𝑛 𝑂𝑖𝑙 @ 𝑆𝑇 𝑉𝑜𝑙 𝑂𝑖𝑙 @ 𝑆𝑇 0.5488 𝑏𝑏𝑙 = 486.76 1𝑚3 6.28𝑏𝑏𝑙 𝑆𝑇𝐵 179,53 ∗ ∗ 3 3 100 𝑐𝑚 1𝑚3

c) Solubilidad del gas a 2000psi 𝑅𝑠 =

0,5488 − 0,1627 𝑏𝑏𝑙 = 341,95 0.0112912 𝑆𝑇𝐵

d) Coeficiente de compresibilidad isotérmica a 3300psi

400 350 300

250 200 150 100 50 0 0

500

1000

1500

2000

2500

3000

𝐶𝑜 = −

1 𝜕 𝑉𝑟𝑒𝑙 ∗ 𝑉𝑜𝑙. 𝑅𝑒𝑙. 𝜕𝑃

𝐶𝑜 = −

1 355 − 310 ∗ = 0,000196163 𝑝𝑠𝑖 −1 310 1370 − 2110

e) Densidad del petróleo a 1000psi 𝐺𝐸𝑜 =

141.5 131.5 + 𝐴𝑃𝐼

𝐺𝐸𝑜 =

141.5 = 0,83 131.5 + 40

𝜌𝑜 = 𝐺𝐸𝑜 ∗ 𝜌 𝑎𝑔𝑢𝑎 𝜌𝑜 = 0.83 ∗ 8.33 = 6.914

𝐿𝑏 𝐺𝑎𝑙

3500

4000