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• MelquisedecSanabria

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Aceite Producido Azufre 0.24 % θ 30 ° Po 130 psi Rsb 500 PCN/BN co 9.60E-06 psi^-1 Agua In-situ Pw 170 psi ρw 0.99 gr/cm3 BSW 0.37 Gas GEg 0.65 z 0.78 Yacimiento GOR 1000 scf/stb Py 3000 psi Ty 200 °F Pozo Dw 0.8 ft Dtbg 3.5 in Prof 5000 ft Lflujo 3 in Long 4000 ft Separador Psep 200 psi Tsep 100 °F Twh 88 °F Bomba Sumerg 500 ft Long 200 ft

9:13 1 Calcular el caudal óptimo

Para calcular el caudal optimo primero que todo es necesario realizar la grafica d 1 Es necesario saber antes que todo el °API GEo

0.827

°API

39.6

2 Se determina la presion de burbuja Se toma la ecuacion de standing 0.4

F Pb

121 2175 psi

3 Para determinar el factor volumetrico del aceite se toma la correlacion d

F Bob

693.2757 1.28 BY/BN

4 Para determinar la viscocidad del aceite se toma la correlacion de Beggs

z y x

2.2312847 170.32746 0.3590763

5 µob

1.28 cp

y por ultimo se determina el area para el triangulo

4 Ahora si se remplazan los datos para la ecuacion de Darcy qb

5 Se determina J J

3.008 BOPD/psi

6 se calcula el Qmax

6117

7 Se tabula los pares de datos para realizar la grafica de IPR Pwf 0 100 200 300 400 500

Ql 6117 6077 6025 5961 5885 5796 3500

600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000 2100 2175 2200 2300 2400 2500 2600 2700 2800 2900 3000

3500

5695 5582 5456 5318 5168 5005 4830 4643 4444 4232 4008 3772 3523 3263 2989 2704 2482 2407 2106 1805 1504 1203 902.5 601.6 300.8 0

3000

2500

2000

1500

1000

500

0 0

El caudal optimo es: Qopt

4588 BOPD

2 Determinar el nivel dinamico de liquido 1 Se determina el Gradiente de la mezcla

=

0.887

2 Se estima la altura de la mezcla

=

3488 ft

3 Se calcula finalmente el Nivel Dinamico

3 Determinar la Profundidad de asentamiento de la bomba

4 Estimar la presion y temperatura de la entrada de la bomba 1 Se determina el gradiente dinamico

2 Se determina la temperatura de entrada de la bomba

3 Se determina la presion de entrada de la bomba

5 Determinar la fraccion de gas en la entrada:

1 Se detremina el Rs

2 Se determina el Rswp

(como el Agua no tiene salilinad el R =

3 Se determina el factor volumetrico del gas

=

4 Se determina el factor volumetrico del agua

5 Se determina Bo

5 Por ultimo se determina la fracccion de gas a la entrada de la bom

es necesario realizar la grafica de IPR. Pozo 1

φ 0.15

h (ft) 50

w (ft) 20

L (ft) Sw Ko (md) GEo 30 0.50 35 0.827

l aceite se toma la correlacion de standing

se toma la correlacion de Beggs y Robinson

10 4

#REF!

w L A

20 30 300

=

26.15

cuacion de Darcy 2481.8 BOPD

BOPD/psi

BOPD

la grafica de IPR

IPR

IPR

1000

2000

=

3000

4000

5000

0.38

La Pwf @ Qopt de la grafica se obtiene:

1340 psi

6000

=

1512 ft 2.9

=

2012 ft

0.0224 °F/ft

entrada de la bomba =

133 °F

593 °R

da de la bomba =

192 psi

=

36.4 BY/BN

mo el Agua no tiene salilinad el Rswp=Rsw) 3.83 PCN/BN A B C

0.012 BY/PCN

=

1.01737 BY/BN

0.01750154 -0.00012804

=

1.00471

on de gas a la entrada de la bomba =

627.143472

7000

2.894520839 0.00491421 -2.03306E-07

Pws Pb mo Bo h re rw Ko S

3000 2000 0.68 1.2 60 2000 0.4 30 0

Pwf

psi psi cps bn/by ft ft ft md

j

2.011

qo 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1350 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000 2100 2130 2200 2300 2400 2500 2600 2700 2800 2900 3000

4245 4218 4182 4138 4084 4021 3950 3870 3780 3682 3575 3458 3333 3199 3129 3056 2904 2744 2574 2395 2207 2011 1810 1749 1609 1408 1206 1005 804 603 402 201 0

3500

3000

2500

2000

1500

1000

500

0 0

500

1000

1500

IPR

172 200

IPR

2000

2500

3000

3500

4000

4500

Aceite Producido Azufre 0.24 % θ 30 ° Po 130 psi Rsb 500 PCN/BN Agua In-situ Pw 170 psi ρw 0.99 gr/cm3 Gas GEg 0.65 Yacimiento GOR 1000 scf/stb Py 3000 psi Ty 200 °F Pozo rw Dw 0.8 ft Dtbg 3.5 in Prof 5000 ft Lflujo 3 in Long 4000 ft Separador Psep 200 psi Tsep 100 °F

Pozo 1 2 3 4 5

φ 0.15 0.20 0.34 0.02 0.30

h (ft) 50 30 70 80 10

w (ft) 20 10 15 21 27

L (ft) 30 35 39 40 47 191

Sw 0.50 0.70 0.10 0.14 0.05

Ko (md) 35 37 38 50 100

1 Trampa estrutural 2 Primario 3 Primaria 4

Yacimiento de aceite negro 0.4 9.2 lbs/ft

5 Petroleo liviano 6

Aprom Lprom φprom x V Sw prom

860 ft^2 38.2 ft 0.159 0.255

Vhc

3892 ft^3 693.2 bls

7 WTI

93.94 US/BLS 92.34 US/BLS

$ 64,009.05 US 8 Mojante No Mojante 9 Avance 10

Aceite Agua

39.60 °API 38.93 °API

pc

40 psi

ρo prom

0.8221 gr/cm^3 51.3218 lbs/ft^3

ρw

61.8037 lbs/ft^3

Δρ

10.4819 lbs/ft^3

h

550

11 Se aplica la ecuacion de darcy:

Para esto es necesario primero que todo determinar el Pb Se toma la ecuacion de standing

F Pb

121 2175 psi

Para determinar el factor volumetrico del aceite se toma la correlacion de sta

F Bob

693.276 1.2837 BY/BN

Para determinar la viscocidad del aceite se toma la correlacion de Beggs y Ro

z y x

2.23128 170.327 0.35908

µob

1.286 cp

y por ultimo se determina el area para el triangulo

Ahora si se remplazan los datos qb

Se determina J J

12

Pwf 0 150 300 450

qo 6120 6056 5965 5845

3.01 BOPD/psi

Pb

13

Pb

5698 5524 5321 5091 4833 4548 4235 3894 3526 3129 2706 2484 2258 1806 1355 903 452 0

OFERTA Pwf qo 0 2429 150 2404 300 2367 450 2320 600 2262 750 2192 900 2112 1050 2021 1200 1918 1350 1805 1500 1681 1650 1546 1800 1399 1950 1242 2100 1074 2175 986 2250 896 2400 717 2550 538 2700 358 2850 179 3000 0

3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 0 0

qo

14 De la grafica se obtiene: ql

1000

DEMANDA Pwh Pwf 600 800 250 600 1000 260 700 2000 400 1020 3000 560 1420

3500

3000

2500

2000

Pwf

600 750 900 1050 1200 1350 1500 1650 1800 1950 2100 2175 2250 2400 2550 2700 2850 3000

1500

1000

500

0

2550 BOPD

15 No se puede determinar que tipo de mecanismo de empuje es.

GEo 0.827 0.820 0.825 0.830 0.850

A (ft^2) 1000 300 1050 1680 270 4300

Yacimiento de aceite negro

V (ft^3) 30000 10500 40950 67200 12690 161340

Vxφ 4500 2100 13923 1344 3807 25674

φ x h φ x h x Sw 7.500 3.750 6.000 4.200 23.800 2.380 1.600 0.224 3.000 0.150 41.9 10.704

°API 39.6 41.1 40.0 39.0 35.0 194.6

ρo 0.819 0.812 0.817 0.822 0.842 4.11048

ft

e toma la correlacion de standing

1.8

2.5

a correlacion de Beggs y Robinson

300 x

26.153967

2.3 2463 BOPD

2000

3000

4000

5000

6000

7000

IPR Vs. VLP 3500

3000

2500

2000

1500

1000

500

0 0

1000

2000

3000

4000

BOPD

5000

e empuje es.

Series1 VLP Linear (VLP)

6000

7000

Aceite Producido Azufre 0.24 % θ 30 ° Po 130 psi Rsb 500 PCN/BN co 9.60E-06 psi^-1 Agua In-situ Pw 170 psi ρw 0.99 gr/cm3 BSW 0.37 Gas GEg 0.65 z 0.78 Yacimiento GOR 1000 scf/stb Py 3000 psi Ty 200 °F Pozo Dw 0.8 ft Dtbg 3.5 in Prof 5000 ft Lflujo 3 in Long 4000 ft Separador Psep 200 psi Tsep 100 °F Twh 88 °F Bomba Sumerg 500 ft Long 200 ft

9:13 1 Calcular el caudal óptimo

Para calcular el caudal optimo primero que todo es necesario realizar la grafica d 1 Es necesario saber antes que todo el °API GEo

0.827

°API

39.6

2 Se determina la presion de burbuja Se toma la ecuacion de standing 0.4

F Pb

121 2175 psi

3 Para determinar el factor volumetrico del aceite se toma la correlacion d

F Bob

693.2757 1.2836999 BY/BN

4 Para determinar la viscocidad del aceite se toma la correlacion de Beggs

z y x 5 µob

2.2312847 170.32746 0.3590763 1.2860005 cp

y por ultimo se determina el area para el triangulo

4 Ahora si se remplazan los datos para la ecuacion de Darcy qb

5 Se determina J J

2.985 BOPD/psi

6 se calcula el Qmax

6070

7 Se tabula los pares de datos para realizar la grafica de IPR Pwf 0 100 200 300 400 500

Ql 6070 6031 5980 5916 5840 5752 3500

600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000 2100 2175 2200 2300 2400 2500 2600 2700 2800 2900 3000

3500

5652 5539 5415 5278 5129 4967 4794 4608 4410 4200 3978 3743 3497 3238 2967 2683 2463 2388 2090 1791 1493 1194 895.6 597.1 298.5 0

3000

2500

2000

1500

1000

500

0 0

El caudal optimo es: Qopt

4553 BOPD

2 Determinar el nivel dinamico de liquido 1 Se determina el Gradiente de la mezcla

=

0.887

2 Se estima la altura de la mezcla

=

3488 ft

3 Se calcula finalmente el Nivel Dinamico

3 Determinar la Profundidad de asentamiento de la bomba

4 Estimar la presion y temperatura de la entrada de la bomba 1 Se determina el gradiente dinamico

2 Se determina la temperatura de entrada de la bomba

3 Se determina la presion de entrada de la bomba

5 Determinar la fraccion de gas en la entrada:

1 Se detremina el Rs

2 Se determina el Rswp

(como el Agua no tiene salilinad el R =

3 Se determina el factor volumetrico del gas

=

4 Se determina el factor volumetrico del agua

5 Se determina Bo

5 Por ultimo se determina la fracccion de gas a la entrada de la bom

es necesario realizar la grafica de IPR. Pozo 1

φ 0.15

h (ft) 50

w (ft) 20

L (ft) Sw Ko (md) GEo 30 0.50 35 0.827

l aceite se toma la correlacion de standing

se toma la correlacion de Beggs y Robinson

10 4

#REF!

w L A

20 30 300

=

26.15397

cuacion de Darcy 2463.3 BOPD

BOPD/psi

BOPD

la grafica de IPR

IPR

IPR

1000

2000

=

3000

4000

5000

0.38

La Pwf @ Qopt de la grafica se obtiene:

1340 psi

6000

=

1512 ft 2.9

=

2012 ft

0.0224 °F/ft

entrada de la bomba =

133 °F

593 °R

da de la bomba =

192 psi

=

36.4 BY/BN

mo el Agua no tiene salilinad el Rswp=Rsw) 3.83 PCN/BN A B C

0.012 BY/PCN

=

1.01737 BY/BN

0.01750154 -0.00012804

=

1.31

on de gas a la entrada de la bomba =

627.334777

7000

2.894520839 0.00491421 -2.03306E-07

Psep RAP RPG Diam tbg Prof DiamLsup Lsup GEg Tf Pws ql

100 0 1000 2.875 7000 3 6000 0.65 110 2200 600

psi ft^3/stb in OD ft in ID ft °F psi BOPD

1400 1200 1000 800 600

ql

Pwf Pwh 600 0 140 800 1225 250 1000 310

400 200 0 0

200

400

VLP

400

600

800

1000

1200

2400 100 1800 1500 J

Pwf 0 100 120 200 240 250 300 350 400 480 500 600 625 700 720 800 900 960 1000 1066 1080 1100 1112.5 1200 1300 1400 1440 1500 1600 1650 1700 1800 1828.5 1900 1920 2000 2040

qo 277 275 275 272 270 270 268 265 263 258 257 250 248 242 240 233 223 217 212 205 203 200 199 188 174 160 153 144 128 120 112 96 91 80 77 64 58

psi BPD psi psi 0.160

3000

2500

2000

Fwf

Pws qo Pwf Pb

1500

1000

500

2100 2160 2200 2300 2400

48 38 32 16 0

0 0

50

100

IPR

IPR

150 BPD

200

250

300

4.75

Pws Pb qo Pwf

2800 3000 850 2500

psi psi BOPD psi

3000 2500

J

2.83

2000 1500

Pwf

qo 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000 2100 2200 2300 2400 2500 2600 2700 2800 2900 3000

4628 4590 4543 4486 4420 4344 4259 4165 4061 3948 3825 3693 3551 3400 3239 3069 2890 2701 2503 2295 2078 1851 1615 1369 1114 850 576 293 0 -302 -614

1000 500 0 0

500

1000

1500

2000

IPR

qo qo max

2000

2500

3000

3500

4000

P  1  0.2   wfs  Pws

4500

 P   0.8   wfs   Pws

5000

4.58

2.67

0.21

  

2

Aceite Producido Azufre 0.24 % θ 30 ° Po 130 psi Rsb 500 PCN/BN Agua In-situ Pw 170 psi ρw 0.99 gr/cm3 Gas GEg 0.65 Yacimiento GOR 1000 scf/stb Py 2000 psi Ty 200 °F Pozo rw Dw 0.8 ft Dtbg 3.5 in Prof 5000 ft Lflujo 3 in Long 4000 ft Separador Psep 200 psi Tsep 100 °F

Pozo 1 2 3 4 5

φ 0.30 0.25 0.28 0.15 0.30

h (ft) 50 30 70 80 10

w (ft) 20 10 15 21 27

L (ft) 30 35 39 40 47 191

1 Trampa estrutural 2 Primario 3 Primaria 4

Sw 0.50 0.70 0.10 0.14 0.05

Ko (md) 35 37 38 50 100

Yacimiento de aceite negro

0.4

5 Petroleo liviano 6

Aprom Lprom φprom x V Sw prom

860 ft^2 38.2 ft 0.23 0.29

Vhc

5348 ft^3 953 bls

7 WTI

95.80 US/BLS 94.17 US/BLS

$ 8 Mojante No Mojante 9 Avance 10

Aceite Agua

89,698.08 US

39.60 °API 38.93 °API

pc

40 psi

ρo prom

0.8221 gr/cm^3 51.3218 lbs/ft^3

ρw

61.8037 lbs/ft^3

Δρ

10.4819 lbs/ft^3

h

550

11 Se aplica la ecuacion de darcy:

Para esto es necesario primero que todo determinar el Pb Se toma la ecuacion de standing

F Pb

123.07 2214 psi

Para determinar el factor volumetrico del aceite se toma la correlacion de stan

F Bob

693.276 1.2837 BY/BN

Para determinar la viscocidad del aceite se toma la correlacion de Beggs y Robi

z y x

2.2438 175.306 0.36957

µob

1.34191 cp

qb

y por ultimo se determina el area para el cuadrado

Ya que la Pb>Py se determina que el yacimiento es saturado por lo tanto para d J

12

Pwf 0 100 200 300 400 500 600 700

qo 2869 2835 2789 2731 2663 2582 2490 2387

qo qo max

 Pwfs  1  0.2    Pws 2500

2000

   0.8  

2000

13

2272 2146 2008 1859 1699 1526 1343 1148 941 723 494 252 0

OFERTA Pwf qo 0 2869 100 2835 200 2789 300 2731 400 2663 500 2582 600 2490 700 2387 800 2272 900 2146 1000 2008 1100 1859 1200 1699 1300 1526 1400 1343 1500 1148 1600 941 1700 723 1800 494 1900 252 2000 0

14 De la grafica se obtiene: ql

1500

1000

174.1 500

0 0

DEMANDA qo Pwh Pwf 600 0 0 800 250 600 1000 260 700 2000 400 1020 3000 560 1420

2500

2000

1500

Pwf

800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000

1000

500

2000 BOPD

GEo 0.827 0.820 0.825 0.830 0.850

A (ft^2) 1000 300 1050 1680 270 4300

V (ft^3) 30000 10500 40950 67200 12690 161340

Vxφ 9000 2625 11466 10080 3807 36978

φxh 15.000 7.500 19.600 12.000 3.000 57.1

ento de aceite negro

72 36 74 1480000

φ x h x Sw 7.500 5.250 1.960 1.680 0.150 16.54

°API 39.6 41.1 40.0 39.0 35.0 194.6

ρo 0.819 0.812 0.817 0.822 0.842 4.11048

ft

oma la correlacion de standing

orrelacion de Beggs y Robinson

-606

x

713.75

aturado por lo tanto para determinar la J se utiliza la ecuacion de Darcy:

 Pwfs    Pws

2.825 BOPD/psi

 P   0.8   wfs   Pws

  

2

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

IPR Vs. VLP 2500

2000

1500

1000

500

0 0

500

1000

1500

2000

BOPD

2500

Series1 VLP

3000

3500

Pws Pb mo Bo h re rw Ko S

3000 2000 0.68 1.2 60 2000 0.4 30 1.2

Pwf

j

1.742

qo 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000 2100 2200 2300 2400 2500 2600 2700 2800 2900 3000

°API Dens W

psi psi cps bn/by ft ft ft md

3677 3654 3623 3584 3537 3483 3421 3352 3274 3189 3096 2996 2887 2771 2758 2647 2516 2376 2229 2074 1912 1742 1567 1393 1219 1045 871 697 522 348 174 0

22 0.99 gr/cm^3

3500

3000

2500

2000

1500

1000

500

0 0

1 Qopt

500

2758 BFPD

2 Geo

0.9218241

Gew

0.99

1000

BS&W Prof pozo sumerg Twf Twh GOR

0.32 15000 850 118 80 2000

ym

0.94364039

Gm

0.40859629

Pwf @ Qopt

1310 psi

Hest

3206 ft

Hdin

11794 ft

3 Hpump

12644 ft

4 Gtd Tint PIP 5 ʎg

0.00253333 112.03 °F 347.3 psi

de la grafica

IPR

1500

2000

172 200

2500

3000

7/29/2011 6/4/2013

676

IPR

3500

4000