SOLUCIONARIO DE LOS PROBLEMAS PRODUCCION - I 16/10/2008 ALUMNO: HECTOR ENRIQUE LEIVA ESTEBAN PROFESOR: ING. LUIS DEL CAS
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SOLUCIONARIO DE LOS PROBLEMAS PRODUCCION - I 16/10/2008 ALUMNO: HECTOR ENRIQUE LEIVA ESTEBAN PROFESOR: ING. LUIS DEL CASTILLO RODRIGUEZ PERIODO ACADEMICO: 2008-I
INDICE
I.
OBJETIVO
II.
CONTENIDO TEORICO
III.
ENUNCIADOS
IV.
SOLUCIONES
V.
BIBLIOGRAFIA
I.
II.
OBJETIVO
•
Desarrollar la ecuación de Vogel para Reservorios Saturados con un flujo Pseudoestable.
•
Determinar la curva IPR teniendo en cuenta de que trabajamos con un Reservorio Saturado con EF≠1.
•
Compararemos como es la producción de este tipo de Reservorios teniendo en cuenta para EF=1, EF1 a través de sus respectivas curvas IPR.
CONTENIDO TEORICO OIL INFLOW PERFORMANCE FOR TWO-PHASE RESERVOIR Vogel (1968) introduced an empirical relationship for qo based on a number of history- matching simulations. The relationship, normalized for the absolute open flow potential, qomax is
where, for pseudo-steady state,
and therefore
The convenience of the Vogel correlation is that it allows the use of the properties of only oil in a two-phase system. The viscosity and the formation volume factor must be taken at .
GENERALIZED VOGEL INFLOW PERFORMANCE If the reservoir pressure is above the bubble point and yet the flowing bottomhole pressure is below, a generalized inflow performance can be written. This can be done for transient, steady state, and pseudo-steady state. At first qb, the flow rate, where Pwf=Pb, can be written as
Where PD is the transient dimensionless pressure drop or is equal to for steady state or
for pseudo-steady state.
The productivity index above the bubble point is simply
And is related to qV (denoted here as “Vogel” flow) by
Finally,
III.
ENUNCIADOS PROBLEMA 1: Datos: Pr=2400 psi < Pb De la prueba q=200 b/d para Pwf=1800 psi. Del buildup la EF=0.6. Calcular el IPR del pozo para EF=0.8, EF=1 y EF=1.2.
PROBLEMA 2: Datos: Pr=2500 psi Pb=2000 psi qo=150 b/d Pwf=1500 psi EF=0.8 Obtener las curvas IPR para EF=0.8,1 y 1.2 respectivamente.
IV.
SOLUCION
PROBLEMA 1: Pr= EF= qo= Pwf= 1-(Pwf/Pr)= qomaxEF=1= Restricció n=
2400 0.8 200 1800 0.25 609.7560 98 400
qo para EF = Pwf 2400 2000 1800 1600 1300 1200 700 300 0
(1Pwf/Pr) 0.8 1 0 0 0 0.166666 137.6693 169.3766 67 77 94 243.9024 0.25 200 39 0.333333 257.9945 311.6531 33 8 17 0.458333 336.8563 400.5758 33 69 81 360.9756 426.8292 0.5 1 68 0.708333 465.3116 532.6897 33 53 02 529.2682 586.8902 0.875 93 44 565.8536 609.7560 1 59 98
1.2 0 200 285.3658 54 360.9756 1 456.0975 61 482.9268 29 580.4878 05 655.6097 56
PROBLEMA 2:
Procedimiento: Caso II – Prueba Pwf < Pb 1) Calculamos J usando datos de la prueba en la ecuación:
2) El IPR para Pwf >= Pb es lineal. 3) q0 para valores de Pwf < Pb será:
Teniendo en cuenta que:
La ecuación para qo queda:
Pr= EF=
2500 psi 0.8
qo=
150 b/d
Pwf=
1500 psi
Pb=
2000 psi
(1-Pwf/Pb)
0.25
JEF=0.8= 0.15697674 JEF=1.2= 0.23546512 qomaxEF=1Vogel= 218.023256 b/d qomaxEF=1.2Vogel= 234.418605 b/d Restricción = 571.428571 psi
qo para EF= Presión
(1Pwf/Pb)
0.8 1 1.2 0.156976 0.196220 0.235465 74 93 12
J*= 2500 2200 2000 1500
0
0 0 0 47.09302 58.86627 70.63953 300 2 9 6 98.11046 117.7325 500 78.48837 5 6 0.25 149.9999 185.3197 219.7674
1200
0.4
1000
0.5
750
0.625
500
0.75
250
0.875
100
0.95
0
1
96 186.2092 97 207.5581 34 231.1046 45 251.1627 84 267.7325 51 275.9999 93 280.8139 46
67 227.1802 32 250.7267 44 275.2543 6 294.3313 95 307.9578 48 313.5174 41 316.1337 21
45 265.9186 09 290.4069 81 313.9534 93 329.6511 68 337.5000 05 338.4418 66 352.1511 65
PROBLEMA 3:
•
El corte de agua que se produce al final del reservorio.
•
Un cuadro donde se representa todas las producciones de agua y petróleo y el total también.
Datos: Arena 1
Arena 2
Pr1 =
2500
Pwf =
1500
Pwf/Pr1 =
0.6
qo =
60
P*wf/Pr1 =
0.7592
Pr2 =
1800
Pwf =
1500
qw/(Pr2-Pwf) =
0.4
qw =
120
Pr2/P*wf =
0.948366 7
Solución:
q2max =
101.3513 51 720
J*2 =
P*wf =
1898
q1 =
q1max =
J*1 =
q2 =
1. Hallando qmax1:
2. Hallando qmax2:
0.072972 97 0.4 39.22827 24 65.38113 99
3. Necesitamos hallar el Pwf*=
p=1898
Pwf
Arena 1
Arena 2
Total
2500
0
-280
2400
7.167567 543
-240
2200
20.72432 425
-160
2000
33.24324 313
-80
-280 232.8324 32 139.2756 76 46.75675 69 0.028272 3 44.72432 42 135.1675 67 224.5729 73 312.9405 4 400.2702 7 486.5621 62 571.8162
1898 1800 1600 1400 1200 1000 800 600
39.22827 23 44.72432 417 55.16756 738 64.57297 275 72.94054 029 80.27026 999 86.56216 186 91.81621
-39.2 0 80 160 240 320 400 480
Corte de Agua
0.5918579 55 0.7124632 94 0.7669188 52 0.7994598 25 0.8220943 41 0.8394305
400 200 0
59 96.03243 21 99.21081 047 101.3513 51
560 640 720
16 49 656.0324 0.8536163 32 34 739.2108 0.8657882 1 04 821.3513 0.8766041 51 46
RESERVORIOS ESTRATIFICADOS
V.
BIBLIOGRAFIA • • •
Reservoir Engineering Handbook – Tarek Ahmed (pgs. 321 – 330) Petroleum Production Systems – Michael Economides (pgs. 17-31) Fundamentals of Reservoir Engineering – LP. Dake (pgs. 148-161)