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UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRES FACULTAD DE INGENIERIA INGENIERIA PETROLERA DOCENTE: ING. ELMER AYALA POLO AUXILIAR: UNIV. JOSÉ ANTONIO FLORES ESPINOZA ESTUDIANTES: UNIV. IGOR ARIEL ARCE VILLARROEL

CI: 8460061 LP

AUXILIATURA – INGENIERIA DE RESERVORIOS III (PET-206)

PRIMER PARCIAL (REPASO 2) - RESERVORIOS III RESOLVER EL SIGUIENTE EJERCICIO 1. Se le entrego un informe de 2 campos en el cual usted debe decidir cuál es el campo el cual conviene continuar la producción, para tomar la decisión se le brindaron los siguientes datos: CAMPO “IRE” Mediante el mapa isopáquico realizado con planímetro, fue elaborado con un equipo de medición el cual tiene una escala de 140:1 la siguiente lectura es: CAMPO “IRE” contacto GOC=90ft

espesor lectura n (ft) planímetro 1 0 1395 2 30 1208 3 30 782 4 30 588 5 30 451 6 30 231 7 30 158 8 30 105 9 30 56 10 30 0 Nota 1: El factor de recuperación que se tuvo fue de 17% Nota 2: Asumir que todos los costos de Up-Stream fueron iguales en ambos campos, por lo tanto difieren en el costo de perforación únicamente, ya que si bien hubo ciertas diferencias fueron despreciables y a su vez compensadas. Nota 3: Esta prueba fue realizada durante el año 2008, donde el petróleo tenia un valor de 101.51 $us/Bbl Datos del departamento de geología Masa de la muestra con petróleo y agua=199.31g Masa de la muestra seca= 188g Volumen de agua connata extraída de la muestra= 4,7 cc

Densidad de los sólidos=2,61 g/cc Densidad del agua connata=1,21 g/cc Gravedad API del petróleo= 33 °API Dimensiones del testigo cilíndrico D=4cm y H=7cm Datos de perforación: TG→ hcsg(zpt)= 100 ft TS→ hcsg(zpt)= 300 m TI→ hcsg(zpt)= 8000 ft TP→ hcsg (zpt)= 10000 ft

TRP=15” TRP=12” TRP=9⅝” TRP=8½”

IDcsg=12¼” IDcsg=10” IDcsg=9” IDcsg=7⅝”

Se indicó que para poder realizar una Buena cementación, se precedió bajar un liner de ID de 2.5” el cual tiene una altura de solapamiento de 200 yd y que la tubería cola que se bajó para realizar esta cementación de este tramo registro que dicho tramo cuenta con 1600 ft de longitud, para esta operación se usó TRP 6”. El costo de perforación que se empleo fue de un promedio de 1500$/m Datos de laboratorio: T sistema= 675R °API=50° SGg=0,61 Psist= 1500 psi Datos de prueba de presión: Pi= 1400 psig Q=300 stb/d Ct=15000 nano

−1

psi

Se realizó un tipo de prueba de presión, en el cual se obtuvieron las siguientes pruebas de presión. ∆T, h 0 0,5 0,66 1 1,5 2 2,5 3 4 6 8 10 12

Pwf, psia 4506 4675 4705 4733 4750 4757 4761 4763 4766 4770 4773 4775 4777

CALCULAMOS LA POROSIDAD CON LOS DATOS DE GEOLOGIA

° API =

141.5 −131.5 γo

γo=0.86

g cc

Volumen Total:

Vt=

π∗D 2∗h π∗42∗7 = =87.96 cc 4 4

Volumen de solidos:

Vsol=

188 ( g ) =72,03 cc g 2.61 cc

( )

Volumen de líquidos:

Vt=Vliq+ Vsol Vliq=Vt −Vsol=87.96 cc −72.03 cc

Vliq=15.93 cc Porosidad:

Ø=

Vliq 15.93 cc ∗100 = ∗100 Vt 87.96 cc

Ø=18,11

Balance de Masa:

mg+mo+mw=199.31 g Vg+Vo+Vw=Vliq=15.93 cc

Vw=4.7 cc ρg∗Vg+ ρo∗Vo+ ρw∗Vw=11.31

0.86∗Vo+1.21∗Vw =11.31 Vg+Vo+Vw=15.93 cc Resolviendo tenemos:

Vw=4.7 cc Vo=6.54 cc

Vg=4.69 cc Las saturaciones:

Sw =0.295

So=0.411 Sg=0.294 Calculo de las propiedades del petróleo RELACION DE SOLUBILIDAD:

x=0.0125∗° API−0.00091(T −460) x=0.0125∗50−0.00091(675−460)

x=0.42935

[(

P Rs=SGg∗ +1.4 ∗10x 18.2

)

1.2048

]

[(

1500 Rs=0.61∗ +1.4 ∗100.42935 18.2

Rs=416.72

)

1.2048

]

( scfstb )

FACTOR VOLUMETRICO:

° 50=

141.5 −131.5 γo

γo=0.78

g cc

[ ( )

]

SGg βo=0.9759+0.00012∗ Rs +1.25(T −460) SGo

[

βo=1.24

( stbrb )

VISCOSIDAD DEL PETRÓLEO:

z=3.0324−0.02023∗° API

z=3.0324−0.02023∗50 z=2.0209

y=10 z

0.61 +1.25∗(675−460) 0.78

( )

βo=0.9759+0.00012∗ 416.72∗

1.2048

1.2048

]

y=10

2.0209

y=104.93 x= y (T −460)−1.163 x=104.93∗(675−460)−1.163 x=0.20336

uo=10 x −1 uo=10

0.20336

−1

uo=0.5972(cPo) FACTOR VOLUMETRICO DEL GAS

βg=0.00038

( scfcf )

CAMPO “IRE” contacto GOC=90ft

GOC____



n 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

espesor (ft) 0 30 30 30 30 30 30 30 30 30

Método Trapezoidal

lectura planímetro 1395 1208 782 588 451 231 158 105 56 0

Km^2 9,96 8,63 5,59 4,20 3,22 1,65 1,13 0,75 0,40 0,00

An/An-1 * 0,87 0,65 0,75 0,77 0,51 0,68 0,66 0,53 0,00

Método * T T T T T T T T P

Vol. (acft) * 68917 52687 36272 27509 18057 10299 6963 4263 988

h ∆ V = ( A n+ A n−1) 2 

Método Piramidal

h ∆ V = ( A n+ A n−1+ √ A n · A n−1) 3 Ø 0,1811 

Sw 0,295

Bo 1,24

Bg 0,00038

Rs 416,72

Calculo de los volúmenes originales insitu 

N=

7758∗Vb∗∅∗(1−S w ) βo

G=

43560∗Vb∗∅∗(1−S w ) βg

Gsol =N∗Rs VOIS (STB) GOIS(SC F)

Gsol(SC 170735627 F) Vgas(SC 1,0098E+11 F)

7,1149E +10 1,7213E +11

FACTOR DE RACUPERACION 17%

Np=N∗Fr =170735627 ( STB )∗0.17=29025056.59

VOIS (STB) GOIS(SC F)

2902505 6,6 Gsol(SCF) 1,0098E +11 Vgas

VOIS (MMSTB) GOIS(MM

Gsol(MMM 29,02 SCF) Vgas(MM

71148950516 29262002157

71,15

DEACUERDO A LA SIGUIENTE TABLA OBSERVAMOS QUE SE DEBE HACER UNA PRUEBA BUILD-UP YA QUE LA PRESION VA AUMENTANDO.

Hallamos

( ∆ t+∆ ttp )

Para hallar “tp” utilizamos el Np y el Q Np=159884306 STB Q=300 STB/Día

29025056,6 stb ∗24 h stb 300 Np dia tp= = Q 1dia

tp=2322004,53 h

(∆T+tp/ ∆t) 4644010, 06 3518189, 68 2322005, 53 1548004, 02 1161003, 27 928802,8 12 774002,5 1

0

Pwf, psia 4506

0,5

4675

0,66

4705

1

4733

1,5

4750

2

4757

2,5

4761

3

4763

∆T, h

580502,1 33 387001,7 55 290251,5 66 232201,4 53 193501,3 78

4

4766

6

4770

8

4773

10

4775

12

4777

GRAFICAMOS CON LOS DATOS OBTENIDOS PARA HALLAR LA PENDIENTE:

Para la determinación de la pendiente utilizamos el grafico. P2=4898 psia P1=4875 psia

m=

∆ y ∆ P 4898−4875 = = ∆ x ∆t 1 ciclo

m=23

psi ( ciclo )

De acuerdo a los datos del arreglo de producción calculamos la altura de la arena productora “h” y el radio de wellbore “rw” 200 yd=600 ft h (arena productora)=1600 ft - 600 ft h (arena productora)=1000 ft Radio de wellbore= rw= r(csgliner)=1.25” Una vez determinada la pendiente, la altura de la arena productora y el radio de wellbore calculamos la permeabilidad “K”

K=

162.6∗Q∗βo∗uo m∗h

K=

162.6∗300∗1.24∗0.5972 23∗1000

K=1.57 (mD)

Ahora calculamos el factor de daño (factor “SKIN”)

[

S=1.151∗

P 1 h−Pwf K −log +3.23 2 m Ø∗uo∗Ct∗rw

(

)

]

P1h=4733 (psia) Pwf= 4506 (PSIa) Ct=15000 x 10

[

S=1.151∗

−9

psi−1

4733−4506 1.57 −log +3.23 −9 2 23 0.1811∗0.5972∗15000 x 10 ∗(1.25)

(

S=8,41

PARA LAS GANANCIAS, PÉRDIDAS Y LA UTILIDAD DEL CAMPO: GANANCIAS:

G=Np∗Pp+Gp∗Pgas

G=29025056.6 stb∗101.51

( $Bblus )

)

]

G=2946333495.47 $ us PERDIDAS:

P=Cp∗Ht

$ us ∗0.3048 m ( m ) P=1500 ∗10000 ft 1 ft

P=4572000 $ us

UTILIDAD:

U=G−P=2946333495.47 $ us−4572000 $ us

U=2941761495.47 $ us

CONCLUSIÓN Primeramente debemos mencionar como los cálculos realizados se realizaron para un solo campo no podemos comparar con otro campo ya que no contamos con los datos correspondientes por lo que no podemos decidir si este es el campo que nos conviene continuar con la producción, entonces pasaremos a analizar los resultados obtenidos para este campo. Primeramente determinamos la porosidad de la roca que nos dio 18,11% es importante este cálculo para saber la capacidad de la roca de almacenar fluidos, además obtuvimos la saturaciones de agua, petróleo y gas en donde la saturación del petróleo que en porcentaje para este campo es de 41,1% lo cual es un porcentaje aceptable para realizar una recuperación mejorada, si este valor hubiese salido menor al 35% entonces se debería abandonar el reservorio ya que no es factible económicamente. De acuerdo al factor volumétrico obtenido se elige el campo que tiene menor βo ya que se desea obtener mayor cantidad de petróleo en la superficie ya que busca obtener mayor producción en este campo este valor fue de 1.24 (rb/stb), también se determinó la

viscosidad del petróleo que es importante ya que un petróleo con mucha viscosidad dificulta su movimiento en este campo nos salió 0.5972 cPo. De acuerdo a la relación de solubilidad. Generalmente lo que se busca a la hora de producir un campo petrolero es extraer la mayor cantidad de petróleo, ya que de este se pueden sacar productos derivados con mayor valor económico en el análisis de este campo el factor de solubilidad nos salió 416.72 (scf/stb) con esto se puede observar que es un tipo de reservorio petrolífero, ya que si fuera gasífero, tendría valores de 5000 o hasta 200000 scf/stb, por lo cual se puede producir mayor cantidad de hidrocarburos líquidos. Se pudo determinar los volúmenes originales in situ de petróleo y el gas, además del gas en solución para saber las reservas de este campo con un factor de recuperación del 17% los cuales son: VOIS (STB) GOIS(SC F)

2902505 6,6 Gsol(SCF) 1,0098E +11 Vgas

71148950516 29262002157

Posteriormente podemos realizar un análisis a los cálculos de las pruebas de presión realizadas a este campo, analizando los datos se determina que la prueba a realizar fue la prueba de BUILD-UP esto debido a que la presión va en incremento además que al realizar la gráfica se observa una gráfica con pendiente positiva y a partir de esta grafica se puede hallar la pendiente mediante la diferencia de presiones en un ciclo que en este caso consideramos de 1-10:

m=23

psi ( ciclo )

Con estos datos determinamos la permeabilidad de la formación esto para saber cómo será el movimiento del fluido en la formación mientras exista mayor permeabilidad existirá mayor movilidad del fluido en este campo se determinó una permeabilidad de: K=1.57 (mD) Se realizó un cálculo muy importante, se determinó el factor de daño a la formación el factor “SKIN” el cual nos salió S=8.41 se observa que es un valor positivo nos indica que si existe daño a la formación este se pudo provocar de distintas formas las cuales podrían ser daño por baleos, mala ubicación del tubing, mala perforación, mala cementación, y bien cuando existe daño se debe tratar de arreglar el daño a la formación, dependiendo el tipo como para los daños por baleos se debe re-balear, para daños por la mala ubicación del tubing, mala perforación o mala cementación primero se corre registros para determinar el tipo de daño y para solucionarlo se debe realizar una cementación forzada en último caso si no se puede arreglar el daño se debe abandonar el pozo ya que lo que

no se quiere es dañar la formación para no matar el reservorio y perder las reservas de hidrocarburos. Podemos analizar las utilidades calculadas para este campo ya que una mayor utilidad es favorable y factible económicamente para continuar la producción del campo esto a través de un análisis de las ganancias y las pérdidas que se presentan en la producción en este caso la utilidad es de:

U=2941761495.47 $ us