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• Sharon Osorio Calderon

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Problems 3-1. A reservoir at pressure 5000 psi and temperature 160°F, with 35°API oil and gas–oil ratio 1 Mscf/stb produces no water. Estimate the bubble-point pressure. What are the values for Bo and oil viscosity at the bubble point pressure? Plot Bo versus pressure. The separator is 100°F and 100 psi, and γg = 0.7. 3-2. For the 30° API oil at 180°F, for gas–oil ratio values ranging from 0 to 2000 scf/stb, plot the bubble point Bo versus Rs, and the bubble point pressure pb versus Rs. Use γg = 0.7. 3-3. Assume γo = 25°API, γg = 0.7 and Rs = 600 scf/stb. For temperature ranging from 120°F to 210°F, plot bubble point Bo versus T, and the bubble-point pressure pb versus T. On the same plot axes, graph oil viscosity versus pressure for temperature values 120°F, 150°F, 180°F, and 210°F for pressure ranging from 14.7 psi to 4000 psi. 3-4. Suppose that 500 bbl/d of the oil described in Appendix B is being produced at a WOR (water– oil ratio) of 1.5 and GOR (gas–oil ratio) of 500. The separator conditions for properties given in Appendix B are 100 psig and 100°F. Plot the liquid volumetric flow rate at constant temperature 150°F for pressure ranging from 0 to the reservoir pressure. 3-5. Assume that each 0.02 in the gas saturation in Figure B-2 represents a reduction in the bottomhole pressure of 200 psi. With these relative permeability data, the PVT properties in Figure B-1, and the data in Appendix B, use Equation (3-49) to forecast the well oil flow rate as a function of bottomhole flowing pressure pwf. Assume that the skin factor is equal to zero, and the well drainage area is 40 acres. 3-6. For a well draining 80 acres, with thickness 80 ft and permeability 15 md, assume Bo = 1.2, μ = 1.8 cp, rw = 0.3 ft, and the flow is steady-state flow following the Vogel correction. Plot IPRs in one figure for skin values of s = 0, 5, 10, and 20. Assume the reservoir and bubble-point pressure are 5000 psi. 3-7. A well drains 40 acres with thickness 100 ft and permeability 20 md. The initial reservoir pressure is 6000 psi, and the bubble-point pressure is 4500 psi. Assume the initial bottom-hole pressure is 5000 psi and decreases at a rate of 500 psi/year for 3 years. What is the cumulative oil production for the 3 years? Assume pseudosteady-state flow, and that Bo = 1.1, μ = 1.7 cp, rw = 0.328 ft. 3-8. Assume that a well produces oil following Fetkovich’s approximation given by Equation 3-60. Several tests show that the well produces 1875 STB/d at pwf = 3000 psi, 1427 STB/d at pwf = 3500 psi, and 860 STB/d at pwf = 4000 psi. Determine the qo,max, n, and the average pressure of the reservoir. Plot the IPR curve for this well.

3-9. An operator is trying to decide how much drawdown to apply to his new well producing from a reservoir with properties as in Appendix B. He knows from experience that wells in the area that are produced above the bubble point produce at a 30% exponential decline for 5 years. Wells that are produced with a pwf of 3000 psi produce at a much higher rate but for only 3 years at a decline rate of 30%. After that only gas is produced and there is no pipeline to market the gas. Determine the pwf that will maximize the NPV of this well. Assume pseudosteady-state flow, oil price $100/bbl, and discount rate 10%. The average Sg in the reservoir when pwf = 3000 is 0.15.

ESPAÑOL Problemas 3-1. Un depósito a una presión de 5000 psi y una temperatura de 160 ° F, con un aceite de 35 ° API y una relación gas-aceite de 1 Mscf / stb no produce agua. Calcule la presión del punto de burbuja. ¿Cuáles son los valores de B o y viscosidad del aceite a la presión del punto de burbuja? Parcela B o frente a la presión. El separador es 100 ° F y 100 psi, y γ g = 0,7. 3-2. Para el aceite de 30 ° API a 180 ° F, para valores de la relación gas-petróleo que van de 0 a 2.000 SCF / STB, trazar el punto de burbuja B o frente a R s, y la presión del punto de burbuja p b frente a R s. Utilice γ g = 0,7. 3-3. Supongamos γ o = 25 ° API, γ g = 0,7 y R s = 600 SCF / STB. Por temperatura que varía de 120 ° F a 210 ° F, la trama de punto de burbuja B o frente a T, y la presión del punto de burbuja p b frente a T. En la misma parcela ejes, representar gráficamente la viscosidad del aceite frente a la presión para la temperatura de los valores de 120 ° F, 150 ° F, 180 ° F, y 210 ° F para que van desde 14,7 psi a 4000 psi de presión.

3-4. Supongamos que 500 bbl / d del aceite se describe en el Apéndice B se produce en una WOR (relación de aceite en agua) de 1,5 y GOR (relación gas-aceite) de 500. Las condiciones de separación para las propiedades dadas en el Apéndice B son 100 psig y 100 ° F. Trazar la velocidad de flujo volumétrico de líquido a una temperatura constante de 150 ° F para la presión varía de 0 a la presión del depósito.

3-5. Suponga que cada 0,02 en la saturación de gas en la Figura B-2 representa una reducción en la presión de fondo de 200 psi. Con estos datos de permeabilidad relativa, las propiedades PVT en la Figura B-1, y los datos en el Apéndice B , utilizar la ecuación ( 3-49 ) para predecir la tasa de flujo de aceite así como una función de fondo de pozo que fluye p wf presión. Suponga que el factor de piel es igual a cero, y el área

de drenaje bien es de 40 acres.

3-6. Para un pozo de drenaje 80 acres, con un espesor de 80 pies y permeabilidad 15 md, asumir B o = 1,2, μ = 1,8 cp, r w = 0,3 ft, y el flujo es el flujo en estado estacionario después de la corrección de Vogel. DPI Parcela en una figura para valores de la piel de s = 0, 5, 10, y 20. Supongamos que el depósito y la presión del punto de burbuja son 5000 psi. 3-7. Un bien drena 40 acres con un espesor de 100 pies y permeabilidad 20 MD. La presión del depósito inicial es de 6000 psi, y la presión del punto de burbuja es 4500 psi. Suponga que la presión inicial inferior hoyos es de 5000 psi y disminuye a una velocidad de 500 psi / año durante 3 años. ¿Cuál es la producción acumulada de petróleo para los 3 años? Supongamos flujo en estado pseudoestable, y que B o = 1,1, μ = 1,7 cp, r w = 0.328 ft.

3-8. Supongamos que un pozo produce petróleo siguiente aproximación de Fetkovich dada por la ecuación 3-60 . Varias pruebas muestran que el pozo produce 1875 STB / d en p wf = 3000 psi, 1427 STB / d en p wf = 3500 psi y 860 STB / d en p wf = 4000 psi. Determinar la q o, max, n, y la presión media del depósito. Trazar la curva de derechos de propiedad intelectual de este pozo.

3-9. Un operador está tratando de decidir la cantidad de reducción a aplicar a su nuevo pozo que produce desde un depósito con propiedades como en el Apéndice B .Él sabe por experiencia que los pozos en el área que se producen por encima del punto de burbuja producen a una disminución exponencial de 30% durante 5 años. Wells que se producen con un wf p de 3,000 productos psi a una velocidad mucho mayor, pero por sólo 3 años a una tasa de disminución de 30%. Después de que el único gas que se produce y no hay tuberías para comercializar el gas. Determinar la WF P que va a maximizar el valor actual neto de este pozo. Asumir flujo en estado seudo estable, precio del petróleo $ 100 / bbl, y la tasa de descuento del 10%. El S g medio en el depósito cuando p = wf 3000 es 0,15.