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• Miguel Martinez

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1.- Se tiene un estudio de flujo en un reservorio, la cual se observó que es un reservorio netamente anisotrópico, al momento de realizarse el estudio se observó que estaba conectado las capas del reservorio en paralelo, con los siguientes datos. K1=180md L1=150ft K2=250md L2=250ft K3=150md L3=100ft Al momento de calcular la última capa “K4” se observó que reducía a la segunda permeabilidad en un tercio de su valor, y su altura correspondiente era el promedio aritmético de las tres anteriores capas más la quinta parte de la última capa, así como se realizó la prueba para hallar la porosidad y los datos que se obtuvieron fueron los siguientes: Masa de la muestra con petróleo y agua = 200.31g Masa de la muestra seca = 195g Volumen de agua connata extraída de la muestra = 4.75cc Densidad de los sólidos = 2.6g/cc Densidad del agua connata = 1.15g/cc Gravedad API del petróleo = 35°API Además, se cuenta con los datos de: ancho de 2800 pulg y h=20ft se realizó también un análisis de laboratorio de fluido y se determinó que se obtuvo un valorson de de la viscosidad de 4.031*10 Las presiones P1=2000 psig y P2=1750lb/ft-seg psig. NOTA: para hallar la porosidad se tiene un testigo en forma de cilindro cuyas dimensiones son diámetro = 4cm y la altura = 7cm. -3

SOLUCION. Para. K4

Para. L4

Para Keq.

Para el Q.

(

) (

Porosidad.

Velocidad aparente.

)

2.- se cuenta con los siguientes datos de un reservorio que tiene empuje por gas disuelto P (psia) 3300 3050 2800 2550

Bo (Bbl/STB) 1,248 1,227 1,208 1,192

Bg (Bbl/scf) 0.000947 0.00103 0.00113

Rs (scf/STB) 504 460 417 376

µo 1.46 1.78 1.98 2.13

µg 0.071 0.065 0.059 0.055

Determinar los valores de los volúmenes de petróleo y gas producidos (Np y Gp) hasta la presión de abandono de 2550 psia por el Método de Tracy y el Método de Muskat conociendo que el volumen inicial, la saturación del agua connata inicial son: 𝑁=3

10 𝑆𝑇 8

𝑆 = 15% 𝑤𝑖

Para el cálculo de la relación de permeabilidades relativas utilice la siguiente ecuación:

KrgKro= 10-4SL+2.17

Donde: S = So + Swi L

Decida cuál de los métodos tiene la mejor aproximación de la cantidad de gas producido cuando la presión alcanza el valor de 2050 psia, sabiendo que los datos de producción son los siguiente

P (psia) 3300 3050 2800 2550

Np 0 3600000 7600000 11600000

Gp 0 3540000000 8700000000 15600000000

METODO DE TRACY Para 3050 psia (

) (

(

)

)

)

Dem

Oo

Og

0,020668 38,2901103 0,04581962 0,04961 15,6921992 0,02076194 0,08864 8,65433213 0,01274819

(𝑁

𝑁 𝑁

𝑁

)

(

) (

)

(

) (

)

𝑁

𝑁 𝑁

𝑁

𝑁

𝑁 𝑆 (

𝑆

(

𝑁 ) 𝑁

𝑆 )(

)(

)

𝑆

𝑆

𝑆

𝑆

𝑆

(

)

(

)

Para 3050 PSIA Reset

Rprom

504 1138,68848 1122,58404 1122,91214 1122,90542 1122,90556

504 821,344239 813,292022 813,45607 813,452711 813,452778

Np 0,0162911 0,0131711 0,01323542 0,0132341 0,01323413 0,01323413

Np 0,0162911 0,0131711 0,01323542 0,0132341 0,01323413 0,01323413

So 0,82208269 0,82469006 0,82463631 0,82463741 0,82463739 0,82463739

SL 0,97208269 0,97469006 0,97463631 0,97463741 0,97463739 0,97463739

krg/kro 0,01912799 0,0186741 0,01868335 0,01868316 0,01868316 0,01868316

Rcalc 1138,68848 1122,58404 1122,91214 1122,90542 1122,90556 1122,90556

Para 2800 PSIA Reset 1200 1338,71956 1335,24149 1335,32557 1335,32353 1335,32358

Rprom 1161,45278 1230,81256 1229,07352 1229,11556 1229,11455 1229,11457

Np 0,01428968 0,01379078 0,01380286 0,01380257 0,01380258 0,01380258

Np 0,02752381 0,02702491 0,02703699 0,0270367 0,02703671 0,02703671

So 0,80011102 0,80052149 0,80051155 0,80051179 0,80051179 0,80051179

SL 0,95011102 0,95052149 0,95051155 0,95051179 0,95051179 0,95051179

Krg/kro 0,02341833 0,02332996 0,0233321 0,02333205 0,02333205 0,02333205

Rcalc 1338,71956 1335,24149 1335,32557 1335,32353 1335,32358 1335,32358

Np 0,01581109 0,01522045 0,01523913 0,01523854 0,01523856 0,01523856 0,01523856

Np 0,0428478 0,04225715 0,04227583 0,04227524 0,04227526 0,04227526 0,04227526

So 0,77707261 0,77755213 0,77753696 0,77753744 0,77753742 0,77753742 0,77753742

SL 0,92707261 0,92755213 0,92753696 0,92753744 0,92753742 0,92753742 0,92753742

Krg/kro 0,02895407 0,02882647 0,0288305 0,02883037 0,02883038 0,02883038 0,02883038

Rcalc 1558,83536 1553,62283 1553,78735 1553,78215 1553,78232 1553,78231 1553,78231

RGPprom

Np

Np

Gp

Nppo- Gpgl 0 1 1 1

Para 2550 PSIA Reset 1400 1558,83536 1553,62283 1553,78735 1553,78215 1553,78232 1553,78231

Rprom 1367,66179 1447,07947 1444,47321 1444,55547 1444,55287 1444,55295 1444,55295

RESULTADOS P(psia)

RGP

3300 504 0 0 0 0 3050 1122,90556 813,452778 0,01323413 0,01323413 10,7653385 2800 1335,32358 1229,11457 0,01380258 0,02703671 27,7302868 2550 1553,78231 1444,55295 0,01523856 0,04227526 49,7431875

CONOCIENDO EL VALOR

N Psia 3300 3050 2800 2550

Np unitario 0 0,01323413 0,01380258 0,01523856

Np unitario 0 0,01323413 0,02703671 0,04227526

Gp unitario Np(STB) 0 0 10,7653385 3970239 27,7302868 8111013 49,7431875 12682578

Gp(SCF) 0 3229601550 8319086040 1,4923E+10

MÉTODO DE MUSKAT P(psia) 3300 3050 2800 2550

P(Psia)

dBo/dp dBg/Dp dRs/Dp X(p) Y(p) Z(P) 8,40E-05 -0,000000348 0,176 0,00012128 0,00138407 -0,00040465 8,40E-05 -0,000000348 0,176 0,00013584 0,00187474 -0,00036748 7,60E-05 -0,000000332 0,172 0,00014666 0,00211135 -0,00032233 6,40E-05 -4,00E-07 0,164 0,00015547 0,00207932 -0,00035398

(SoP)1 3300 3050 0,00010309 2800 9,94E-05 2550 9,69E-05

p(psia)

RGP 3300 504 3050 1122,57248 2800 1338,25041 2550 1563,05579

So

krg/kro

(So/Sp)2

RGPprom

Gp

0 0 0,01316883 813,286242 10,7100319 0,02745662 1230,41145 28,2898895 0,04332412 1450,6531 51,3081234

Conociendo el valor N p(psia) 3300 3050 2800 2550

Np unitario 0 0,01316883 0,02745662 0,04332412

Gp unitario Np Gp 0 0 0 10,7100313 3950649 3213009390 28,2898895 8236986 8486966850 51,3081234 12997236 1,5392E+10

3.- Se cuenta con los siguientes datos de producción de un pozo: Años 0 1 2 3 4 5

Caudal de petróleo (STB/d) 100.0 51.7 32.3 22.4 16.6 12.8

krg/kro

0,85 9,94E-05 0,82469196 0,01867378 9,07E-05 0,8001663 0,02340641 9,10E-05 0,7766859 0,02905738

0,82422756 0,01875382 0,79984784 0,02347516 0,7759497 0,02925507

Np

So

6 7 8

10.3 8.5 7.1

Determinar: a. ¿Corresponden los datos a una declinación exponencial? R.- No t(año) ln(q) 0 4,60517019 1 3,94545778 2 3,47506723 3 3,10906096 4 2,8094027 5 2,54944517 6 2,3321439 7 2,14006616 8 1,96009478

exponencial 5 4,5 4 3,5 3 2,5 2 1,5 1 0,5 0

exponencial Lineal (exponencial ) y = -0,314x + 4,2479 R² = 0,9522 0

2

4

6

8

b. ¿A una declinación armónica? R.- No t(año) 1/q 0 0,01 1 0,01934236 2 0,03095975 3 0,04464286 4 0,06024096

10

5 6

0,078125 0,09708738

7 8

0,11764706 0,14084507 0,16

armonica

0,14

y = 0,0164x + 0,0009 R² = 0,9835

0,12 0,1 0,08

armonica

0,06

Lineal (armonica ) 0,04 0,02 0 0

2

4

6

8

10

c. Si las respuestas en a) y b) son "NO", hallar el valor de n si la declinación inicial es 0.809 1/año. ( )

(

d.

)

(

)

Qué tiempo de vida le queda al pozo (qEL=5 STB/día)? ( )

( )

(

)

[

]

Cuál será la producción acumulada al abandonar el pozo?

e.

𝑁 𝑁

(

(

)

) [(

]

) )

[( 𝑁

[𝑆𝑇 ]

]