PRACTICA No. 1 DETERMINACIÓN DEL PETRÓLEO ORIGINAL “IN SITU” POR EL MÉTODO VOLUMÉTRICO
VANESSA TOVAR CÓD. 2003200574 ELIANA VELASQUEZ V CÓD. 2003200909 MAYRA ALEXANDRA CASALLAS CÓD. 2003201217
Presentado a: Ing. RICARDO PARRA PINZON
OBJETIVOS.
UNIVERSIDAD SURCOLOMBIANA FACULTAD DE INGENIERÍA INGENIERÍA DE PETRÓLEOS NEIVA 2006
Objetivo General •
Determinar el volumen del petróleo original “in situ” de un yacimiento por el método volumétrico.
Objetivos Específicos •
•
•
Adquirir destreza en el manejo del planímetro. Dar correcto uso de la piramidal y ecuación trapezoidal para el volumen aproximado de la zona productora. Analizar los factores que afectan los cálculos del volumen del yacimiento mediante este método.
MARCO TEÓRICO.
PROCEDIMIENTO. Ubicar el mapa de isópacos sobre una superficie plana
De acuerdo a la escala del mapa y a partir de un área conocida, hallar la constante de calibración del planímetro en acres/lectura.
Identificar el contacto aguaaceite en el mapa de isópacos.
Tomar medida sobre cada isópaca desplazando el planímetro en el sentido de rotación de las agujas del reloj.
Registrar tres lecturas sobre cada isópaca y usar el promedio, si las lecturas son sensiblemente iguales.
MUESTRA DE
Calcular el volumen de la estructura empleando el valor promedio leído y la ecuación correspondiente según la CÁLCULOS. relación de isópacas
VOLUMEN DE LA ESTRUCTURA ENTRE COTAS
Vb = ½ h * (An + An…) •
Intervalo cota -820,-800
Vb = ½ * 20 *(7555.5986 + 7258.5625) Vb = 14814.611 acre*pie
•
Intervalo cota -800,-700
Vb = ½ * 100 *(7258.5625 + 6437.7375) Vb = 684815 acre*pie
•
Intervalo cota -700,-600
Vb = ½ * 100 *(6437.7375 + 5629.7616) Vb = 603374.955 acre*pie
•
Intervalo cota -600,-500
Vb = ½ * 100 *(5629.7616 + 4703.7795) Vb = 519177.055 acre*pie
•
Intervalo cota -500,-400
Vb = ½ * 100 *(4703.7795 + 4055.5287) Vb = 437965.41 acre*pie
•
Intervalo cota -400,-300
Vb = ½ * 100 *(4055.5287 + 3462.4887) Vb = 375900.87 acre*pie
•
Intervalo cota -300,-200
Vb = ½ * 100 *(3462.4887 + 2885.4072) Vb = 317394.795 acre*pie •
Intervalo cota -200,-100
Vb = ½ * 100 *(2885.4072 + 2310.8997) Vb = 259815.345 acre*pie
•
Intervalo cota -100, 0
Vb = ½ * 100 *(2310.8997 + 1621.5604) Vb = 196623.005 acre*pie
•
Intervalo cota 0 , 100
Vb = ½ * 100 * (1621.5604 + 1011.0508) Vb = 131630.56 acre*pie •
Vb =
Intervalo cota 100 , 200 =
1 * 100 * [(1011.0508 3
+
173.9996)
+
1011.0508 * 173.9996 ]
Vb = 53482.571 acre*pie •
Vb =
Intervalo cota 200 , 300 =
1 * 80 * [(173.9996 3
+
18.71396)
+
173.9996 * 18.71396 ]
Vb = 6660.7166 acre*pie
Volumen total de la estructura cota -820 a +300 Vb= 14814.611 + 684815 + 603374.955 + 519177.055 + 437965.41 + 375900.87 + 317394.795 + 259815.345 + 196623.005 + 131630.56 + 53482.571 + 6660.7166.
Vb = 3359081.024 Acre * pie
CUESTIONARIO. 1. Elaborar la tabla de la relación gas en solución petróleo Rs y el factor volumétrico del petróleo Bo, por ajuste de la liberación diferencial a condiciones óptimas de separador y graficar su comportamiento con datos de PVT de San Francisco 25.
2. Calcular el petróleo original “in situ” en BY y BS.
3. Calcular el agua intruida desde el comienzo de la producción a la fecha en BY y BS, para una saturación de agua promedio de Sw= 20% y Sor = 21%.
4. Determinar el gas en solución, PCS, en el petróleo original. 5. Estimar el tamaño de la capa de gas actual “m”, hasta la cota +100. 6.
Calcular el gas original in situ en PCY y PCS, considerando el volumen poroso ocupado por los HC del yacimiento San Francisco como si fuera un yacimiento de gas (Composición del gas del separador, peso molecular del gas del separador, MC7+ =120 y gravedad específica del gas del separador γ g C 7 = 0.85 ), utilizar la saturación promedio del agua del yacimiento de petróleo Dan Francisco. Presión inicial 1172 psig. +
7. Graficar el comportamiento del factor volumétrico del gas, Bg (PCY/PCS) como una función de la presión (psia).
8. Calcular el gas remanente y el gas producido a la presión actual de 550 psig.
9. Respuestas al cuestionario de la guia.
SOLUCIÓN 1. • •
Mejores condiciones de separador: 100 psig Condiciones de burbuja :
Pb: 906.7 psia
Bofb: 1.078
FACTOR VOLUMETRICO DEL PETROLEO POR ENCIMA DEL PUNTO DE BURBUJA
Bo = Vr + Bofb •
Para P=1000 psi
Bo = 0.9987 + 1.078
Bo = 1.0765986 •
Para P=1172 psig
Bo = 0.9984 + 1.078 Bo = 1.0762752
FACTOR VOLUMETRICO DEL PETROLEO POR DEBAJO DEL PUNTO DE BURBUJA
Bo = Bod * (Bofb/Bodb) •
Para P = 750
Bo = 1.069 * (1.078/1.075) Bo = 1.071983256 •
Para P = 600
Bo = 1.062 * (1.078/1.075) Bo = 1.064963721 •
Para P = 450
Bo = 1.054 * (1.078/1.075) Bo = 1.056941395 •
Para P = 300
Bo = 1.047 * (1.078/1.075) Bo = 1.04992186 •
Para P = 150
Bo = 1.037 * (1.078/1.075) Bo = 1.039893953
RELACION GAS EN SOLUCION PETROLEO Rs
Rs = Rsfb – (Rsdb - Rsd)(Bofb/Bodb) •
Para P = 750
Rs = 155 – (154 - 133)(1.078/1.075) Rs = 133.94
•
Para P = 600
Rs = 155 – (154 - 111)(1.078/1.075) Rs = 111.88 •
Para P = 450
Rs = 155 – (154 - 87)(1.078/1.075) Rs = 87.81 •
Para P = 300
Rs = 155 – (154 - 63)(1.078/1.075) Rs = 63.476 •
Para P = 150
Rs = 155 – (154 - 38)(1.078/1.075) Rs = 38.6763
2. a. Petróleo Original “in situ” inicial WOC = -820 Vb = 3359081.204 Acre * pie Para este cálculo utilizamos datos de saturación y porosidad promedio del yacimiento, para ello se efectúo un promedio con los valores dados para cada pozo. φ
=
Sw
0.1204
=
0.144
Barriles de yacimiento N
=
N
=
N
=
7758 * φ * (1
−
Sw)
* Vb
7758 * 0.1204 * (1 2685780439 BY
Barriles estándar
−
0.144 ) * 3359081 .024
7758 * φ * ( 1
N =
−
Sw) * Vb
Boi 2685780439 BY BY
N =
1.07627
BS N = 2495452293 BS
b. . Petróleo Original “in situ” inicial WOC = -600 Vb = 2056076.458 Acre * pie Barriles de yacimiento N
=
7758 * 0.1204 * (1
N
=
1643952585
−
0.144 ) * 2056076 .458
BY
Barriles estándar 7758 * φ * ( 1 − Sw) * Vb N =
Boi 164395285 BY BY
N =
1.07627
BS N = 1527453692 BS
Para esta fecha tenemos agua intruida desde la cota -820 a la cota -600
3. La cantidad de agua intruida desde el comienzo de la producción se encuentra almacenada entre la cota -820 a la cota -600 Vb = 3359081.204 - 2056076.458 Acre * pie Vb = 1303004.566 Acre * pie Barriles estándar N
=
7758 * φ * ( 1
−
Sw )
* V
Nw
=
7758 * 0.1204 * (1
Nw
=
718 .08 x10 6 BY
−
0.144 ) * 1303004 .566
En la determinación del agua intruida en BS se requiere el cálculo previo del factor volumétrico del agua del SF -25, y emplearemos el Bw a condiciones iniciales.
Barriles estándar 7758 * φ * ( 1 − Sw) * Vb N =
Boi 6
N =
718.08 x10 BY 1.01165
BY BS
4
N = 7.098 x10 BS
TABLA DE RESULTADOS
FUENTES DE ERROR. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES