• Author / Uploaded
• wilmar

Citation preview

PARCIAL PRÁCTICO DE SIMULACIÓN SEGUNDO SEMESTRE DE 2015 TEMA A Instrucciones: responda el parcial sobre este mismo documento, al final se debe subir este documento junto con los modelos de simulación usados (.dat), el archivo de resultados (.irf, .mrf) y los templates (.3tp y .ses). Construya el modelo de simulación de acuerdo con la información dada. Anexe el archivo .dat.     

Modelo radial single well con área de drenaje 3,5 millones de pies cuadrados, y espesor de 60 pies. Compresibilidad de 3e-6 psi-1 medidos a 14.7 psi El tope de la formación de interés se encuentra 2200 pies La relación Kv/Kh es 0.2 para todos los casos y todos los layer tienen el mismo espesor. Las propiedades petrofísicas se muestran en la siguiente tabla: Layer K horizontal Porosidad 1 300 0.12 2 300 0.12 3 300 0.12 4 300 0.12 5 300 0.12 6 300 0.12

 

Se tiene un acuífero de fondo de Fetkovich (se usan todas las propiedades por defecto) El modelo de fluidos se genera con las correlaciones para un Black oil usando la siguiente información: Temperatura 120 F Presión de Burbuja 800 psi Gravedad API del aceite 31° Gravedad específica de gas 0.78 Salinidad del agua 7000 ppm P ref. para el agua 14.7 psi Dependencia de µw con respecto a P 0 cp/psi Viscosidad del aceite a P de Burbuja 3 cp



Existen dos tipos de rocas, la información para la creación de las curvas de permeabilidad relativa se muestra a continuación. Se asume que las saturaciones irreducibles son iguales a las críticas o residuales según el caso

Saturación de agua connata Saturación de aceite residual al agua Saturación de aceite residual al gas Saturación de gas crítica Saturación de gas connata Kro máxima Krw @ Sor Krg máxima Nw agua-aceite No agua-aceite Ng gas-líquido No gas-líquido 

    

Tipo 1 Tipo 2 0.2 0.2 0.35 0.25 0.15 0.1 0.1 0.1 0 0 0.7 0.6 0.3 0.15 0.7 0.5 1.2 1.5 3.8 3.5 2 2 2 2

La presión capilar agua-aceite en psi, en ambos tipos de roca está descrita como una función lineal de la saturación de la siguiente manera: Pcow(Sw)=2- 2*Sw (la curva de presión capilar llega hasta saturación de agua igual a 1). La presión capilar gas-aceite es despreciable. Los Layer 1 y 4 pertenecen al tipo de roca 2, los demás pertenecen al tipo de roca 1. Como condiciones iniciales se tiene que el yacimiento presenta una presión inicial de 1100 psi medidos a 2210 pies de profundidad. Tiene una presión de burbuja inicial de 800 psi. No presenta gas inicial y el contacto agua-aceite está exactamente a 2250 pies de profundidad El pozo productor perfora todos los Layer, y se controla por presión de fondo igual a la presión de burbuja y una tasa de producción máxima de 500 barriles de líquido a condiciones de superficie. También se establece como límite económico que el pozo se abandona cuando alcanza un corte de agua de 90%.

A partir del modelo construido determine:

1. Construya el modelo representativo sin errores (1 punto) 2. Volumen de aceite original a condiciones de superficie, el volumen poroso y el volumen poroso de hidrocarburos (condiciones de yacimiento). (1.5 puntos) 3. La saturación inicial de agua en cada capa, escriba el dato y anexe imagen como evidencia. (0.5 puntos) 4. La producción de aceite y agua acumulada. Anexe la gráfica(s) (1 punto) 5. La producción de aceite y agua acumulada que se puede alcanzar si no se perforan los dos últimos layers. Anexe la gráfica(s). (1 punto) De los puntos 2 al 4, se califica de acuerdo al porcentaje de desviación respecto a la respuesta esperada, por lo tanto, deben ser muy cuidadosos en la construcción del modelo, recuerden que

deben finalizar 15 minutos antes que el sistema se cierre o se borrará su trabajo, se recomienda que vayan guardando su progreso en una ubicación externa a medida que avancen.

JULIAN DAVID NOY ROBLES ANGELICA MARIA RADA SANTIAGO

Solución 1. Construya el modelo representativo sin errores (1 punto)

2. RESPUESTA   

Volumen de aceite original a condiciones de superficie = 2.12E+06 STB el volumen poroso = 4503 M RBBL el volumen poroso de hidrocarburos (condiciones de yacimiento) = 2295.3 M RBBL Total oil in place Total water in place Total gas in place Item HC. Pore Volume Total Pore Volume.

STB STB SCF Units M RBBL M RBBL

2.12E+06 2.19E+06 3.55E+08 SECTOR-0 2295.3 4503

3. La saturación inicial de agua en cada capa, escriba el dato y anexe imagen como evidencia.

CAPAS 1 2 3 4 5 6

Saturación de agua inicial 0.2 0.2 0.2213 0.4902 0.8301 1

4. La producción de aceite y agua acumulada. Anexe la gráfica(s)

La producción acumulada de aceite es de 139810 bbls y deja de ser rentable económicamente por corte de agua superior a 90% a los 2288.5 dias de abierto el pozo.

La producción acumulada de agua es de 1.00069e6 bbls. 5. La producción de aceite y agua acumulada que se puede alcanzar si no se perforan los dos últimos layers. Anexe la gráfica(s).

Producción acumulada de aceite es de 153382 bbls

La producción acumulada de agua es de 987118 bbls.