AREA: CARRERA DOCENTE: NOMBRE:
EXAMEN SEMINARIO DE GRADO RERSERVORIO MODULO: I TEC. SUPERIOR EN PETROLROS FECHA: C/02/VI/08 Ing. BETTY MONTAÑO SUAREZ __________________________________________________________________
I.-
PRÁCTICA. RESOLVER EL SIGUIENTE PROBLEMA, PARA PREDECIR EL COMPORTAMIENTO FUTURO DE UN YACIMIENTO POR ENCIMA Y DEBAJO DE LA PRESION DE BURBUJA.
1.-
Se tiene un reservorio en inicio de explotación; cuyos parámetros básicos son: Tipo de Estructura: Estructura: Trampa estratigráfica estratigráfica Profundidad media 6500 Ft. Presión Original del yacimiento 2925 Psia Presión de saturación del yacimiento 2100 Psia Saturación de agua 15% Reserva original In-Situ 100 millones de barriles Gravedad especifica especific a del gas 0.70 El yacimiento no tiene casquete de gas o sea m = 0 El yacimiento no tiene empuje de agua We = 0 En base a análisis de laboratorio (análisis PVT y otras mediciones), se estimaron los siguientes datos a diferentes presiones. presiones.
PRESION 2100 1800 1500 1200 1000 700 400
Z 0.842 0.854 0.869 0.888 0.901 0.929 0.960
Rs 1340 1280 1150 985 860 662 465
Bo 1.480 1. 480 1.468 1.440 1.399 1.360 1.287 1.202
Bg 0.001283 0.001518 0.001853 0.002365 0.002885 0.004250 0.007680
Bt 1.480 1.559 1.792 2.239 2.745 4.167 7.922
Bo/Bg 1153 967 779 591 471 302 156
Uo/Ug 34.1 38.3 42.4 48.8 53.6 62.5 79.0
CALCULAR: a.b.-
Establecer Establece r le recuperación por encima del punto de burbuja par las siguientes presiones: 2850, 2700; 2300 Psi. Establecer el comportamiento futuro del yacimiento mediante el método de Tarner, para la siguientes presiones: 1200 Psi, estableciendo estableciendo los valor definitivo de Np, y los valores de Rp y Gp.
1er EXAMEN RERSERVORIO II I/20089 Ing. BETTY MONTAÑO SUAREZ
MATERIA: SEMESTRE: DOCENTE:
SIGLA: FECHA:
PET-204 C/10/VII/09
NOMBRE: ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------PRÁCTICA. I.1.Se tiene un reservorio; cuyos parámetros básicos son: Tipo de Estructura: Trampa estratigráfica Profundidad media 6500 Ft. Presión Original del yacimiento 3112 Psia Presión de saturación del yacimiento 1725 Psia Temperatura promedio del yacimiento 125°F Porosidad Promedia 7.8 % Saturación de agua connata 20 % Saturación de gas estimada 10 %
PRESION
Bo (BB/BF)
3112 2800 2400 2000 1725 1700 1600 1500 1450
1.4235 1.4239 1.1370 1.4446 1.4509 1.4468 1.4303 1.4139 1.4058
Bg (PCS/BF)
RGP (PCS/BF)
0.00141 0.00151 0.00162 0.00168
885 885 885 885 885 876 842 807 780
(60%) CALCULAR: a.b.2.-
Establecer el comportamiento futuro del yacimiento a una presión de 1500 Psi Establecer la saturación de gas
Se tiene un yacimiento de petróleo con empuje de agua; cuya área es de 2.1 Kms cuadrados y un espesor de 22 mts. Cuenta con lo s siguientes datos físicos: Porosidad Saturación de gas Saturación de agua Factor volumétrico del petróleo inicial Factor volumétrico del petróleo Recuperación primaria Saturación de petróleo final
0.21 0.12 0.20 1.21 BB/BF 1.15 BB/BF 17% 28%
(40%) CALCULAR: a.b.c.-
Establecer el volumen producido a la recuperación primaria Establecer la saturación residual de petróleo Establecer el volumen producido, después de la recuperación primaria
BUENA SUERTE.
EXAMEN FINAL PET-204
I.-
PRIMERA PARTE TEORICA. RESPONDER LAS SIGUIENTES PREGUNTAS: 1.2.-
3.4.-
Consideraciones sobre la ecuación de Balance de Materia Para determinar el comportamiento futuro de yacimientos productores por empuje de gas disuelto; el método de Tarner combina tres tipos de ecuaciones. Menciones cuales son? Consideraciones que utiliza el método de Tarner en la predicción del comportamiento de yacimientos con empuje de gas disuelto liberado? Mencione, la información necesaria con que se debe contar para la aplicación del método de Tarner?
EXAMEN FINAL PET-204 I.-
PRIMERA PARTE TEORICA. RESPONDER LAS SIGUIENTES PREGUNTAS: 1.2.-
3.4.-
Consideraciones sobre la ecuación de Balance de Materia Para determinar el comportamiento futuro de yacimientos productores por empuje de gas disuelto; el método de Tarner combina tres tipos de ecuaciones. Menciones cuales son? Consideraciones que utiliza el método de Tarner en la predicción del comportamiento de yacimientos con empuje de gas disuelto liberado? Mencione, la información necesaria con que se debe contar para la aplicación del método de Tarner?
EXAMEN FINAL PET-204 I.-
PRIMERA PARTE TEORICA. RESPONDER LAS SIGUIENTES PREGUNTAS: 1.2.-
3.4.-
Consideraciones sobre la ecuación de Balance de Materia Para determinar el comportamiento futuro de yacimientos productores por empuje de gas disuelto; el método de Tarner combina tres tipos de ecuaciones. Menciones cuales son? Consideraciones que utiliza el método de Tarner en la predicción del comportamiento de yacimientos con empuje de gas disuelto liberado? Mencione, la información necesaria con que se debe contar para la aplicación del método de Tarner?
EXAMEN FINAL PET-204 I.-
PRIMERA PARTE TEORICA. RESPONDER LAS SIGUIENTES PREGUNTAS: 1.2.-
3.4.-
Consideraciones sobre la ecuación de Balance de Materia Para determinar el comportamiento futuro de yacimientos productores por empuje de gas disuelto; el método de Tarner combina tres tipos de ecuaciones. Menciones cuales son? Consideraciones que utiliza el método de Tarner en la predicción del comportamiento de yacimientos con empuje de gas disuelto liberado? Mencione, la información necesaria con que se debe contar para la aplicación del método de Tarner?
EXAMEN DE MESA EXAMINADORA MATERIA: SEMESTRE: DOCENTE:
RERSERVORIO II II/2002 Ing. BETTY MONTAÑO SUAREZ
SIGLA: FECHA:
PET-204 C/30/I/03
NOMBRE: -------------------------------------------------------------------------------------------II.-
SEGUNDA PARTE PRÁCTICA. RESOLVER LOS SIGUIENTES PROBLEMAS. 1.-
Se tiene un reservorio en inicio de explotación; cuyos parámetros básicos son: Tipo de Estructura: Trampa estratigráfica Profundidad media 6500 Ft. Presión Original del yacimiento 2925 Psia Presión de saturación del yacimiento 2100 Psia Saturación de agua 15% Reserva original In-Situ 100 millones de barriles Gravedad especifica del gas 0.70 El yacimiento no tiene casquete de gas o sea m = 0 El yacimiento no tiene empuje de agua We = 0 En base a análisis de laboratorio (PVT y otras mediciones), se estimaron los siguientes datos a diferentes presiones.
PRESION
Z
Rs
Bo
Bg
Bt
Bo/Bg
Uo/Ug
2100 1800 1500 1200 1000 700 400
0.842 0.854 0.869 0.888 0.901 0.929 0.960
1340 1280 1150 985 860 662 465
1.480 1.468 1.440 1.399 1.360 1.287 1.202
0.001283 0.001518 0.001853 0.002365 0.002885 0.004250 0.007680
1.480 1.559 1.792 2.239 2.745 4.167 7.922
1153 967 779 591 471 302 156
34.1 38.3 42.4 48.8 53.6 62.5 79.0
CALCULAR: a.-
b.-
Establecer el comportamiento futuro del yacimiento mediante el método de Tarner, para las siguientes presiones: 1500, 1200; estableciendo los valor definitivo de Np, y los valores de Rp y Gp. Predecir el comportamiento de la producción Np, Rp, Gp; si se aplica la inyección del 85% del gas producido desde la presión de 1000 Pisa.
BUENA SUERTE.
EXAMEN FINAL MATERIA: SEMESTRE: DOCENTE:
RERSERVORIO II I/2007 Ing. BETTY MONTAÑO SUAREZ
SIGLA: FECHA:
PET-204 C/15/VI/07
NOMBRE: --------------------------------------------------------------------------------------------------------------------I.-
PARTE PRÁCTICA. RESOLVER LOS SIGUIENTES PROBLEMAS. 1.-
El campo Monteagudo se inicia la explotación de las areniscas Ingri y Piraimiri, en 1967 y en 1970 se evidencio una fuerte declinación del la producción y una agotamiento prematuro de l a presión. Por todo lo expuesto se decide encarar un estudio de un plan de inyección de gas de acuerdo al siguiente orden: A) DATOS ORIGINALES:
Presión Original del yacimiento 1760 Psia Volumen Producido Np 0 Relación de solubilidad del gas en el petróleo producida Rp 700 PC/BB = 125 m3/m3 Factor Volumétrico del petróleo 1.341 BB/BF Relación de solubilidad del gas en el petróleo inicial Rsi = 120 m3/m3 Volumen original In Situ 17 MMm3 Presión Actual 1690 Psia Volumen Producido Np 580000 m3 Relación de solubilidad del gas en el petróleo producida = 140 m3/m3 Factor Volumétrico del petróleo 1.330 BB/BF Relación de solubilidad del gas en el petróleo Rs = 115 m3/m3 B) OTROS DATOS: Saturación de agua 20%
PRESION
Bo
Uo
Bo/Bg
Uo/Ug
1760 1690 1600 1500 1400
1.341 1.330 1.320 1.305 1.290
0.430 0.434 0.440 0.450 0.470
170.0 178.0 164.8 153.2 145.0
26.00 27.00 28.75 30.40 33.00
CALCULAR: a.-
b.-
Establecer el comportamiento futuro del yacimiento mediante el método de Tarner, para la presión de 1500; estableciendo los valor definitivo de Np, y los valores de Rp y Gp. Predecir el comportamiento de la producción Np, Rp, Gp; si se aplica la inyección del 80 % del gas producido a partir de la presión de 1600 Pisa.
BUENA SUERTE.
MATERIA: SEMESTRE: DOCENTE:
EXAMEN DE FINAL RERSERVORIO II II/2008 Ing. BETTY MONTAÑO SUAREZ
SIGLA: FECHA:
PET-204 C/17/XII/08
NOMBRE: -------------------------------------------------------------------------------------------I.PARTE PRÁCTICA. RESOLVER LOS SIGUIENTES PROBLEMAS. 1. Los siguientes datos se obtuvieron de un campo de petróleo sin capa original de gas ni empuje hidrostático: Volumen poroso disponible del yacimiento para petróleo = 85 MMPC Solubilidad del gas en el petróleo crudo = 0.42 PCS/BF/Psia Presión inicial de fondo = 3400 Psia Temperatura de fondo = 140 °F Presión de saturación en el yacimiento = 2400 Psia Factor Volumétrico del petróleo a 3500Psisa = 1.333 BL/BF Factor volumétrico del gas a 1500 Psia y 140 °F = 0.95 Petróleo producido a 1500 Psia = 1.5 MMBF RGP neta producida cumulativa = 2800 PCS/BF
Calcular: a. b. c. d. e. f.
El petróleo inicial en el yacimiento en BF El gas inicial en el yacimiento en PCS La razón gas disuelto-petróleo inicial en el yacimiento El gas remanente en el yacimiento a 1500 Psia en PCS El gas libre en el yacimiento a 1500 Psia en PCS A 14.7 Psia y 60 °F, el factor volumétrico del gas liberado a 1500 Psia
2. Las Propiedades PVT del fluido del yacimiento volumétrico de petróleo de la arena “R”, se presenta en la figura 3.18. Cuando la presión del yacimiento disminuye desde su presión inicial 2500 Psia a una presión promedia de 1600 Psia, la producción correspondiente de petróleo es de 26 MM BF. La RGP cumulativa a 1600 Psia es 954 PCS7BF y la RGP actual es 2250 PCS7BF. La porosidad promedia es 18 por ciento y la saturación promedia de agua producida es insignificante, y las condiciones normales son 14.7 Psia y 60 °F. Calcular: a. El petróleo inicial en el yacimiento b. En PCS el gas liberado que permanece en el yacimiento a 1600Psia c. La saturación promedia de gas en el yacimiento a 1600 Psia d. Los barriles de petróleo que se recuperarían a 1600Psia si se hubieran reinyectado en el yacimiento todo el gas producido
MATERIA: I.-
PRÁCTICA.
SEGUNDO EXAMEN PARCIAL RERSERVORIO II SIGLA:
PET - 204
RESOLVER LOS SIGUIENTES PROBLEMAS. 1. Los siguientes datos se obtuvieron de un campo de petróleo sin capa original de gas ni empuje hidrostático: Volumen poroso disponible del yacimiento para petróleo = 70 MMPC Solubilidad del gas en el petróleo crudo = 0.42 PCS/BF/Psia Presión inicial de fondo = 3000 Psia Temperatura de fondo = 120 °F Presión de saturación en el yacimiento = 2200 Psia Factor Volumétrico del petróleo a 3500Psisa = 1.333 BL/BF Factor volumétrico del gas a 1500 Psia y 140 °F = 0.95 Petróleo producido a 1500 Psia = 1 MMBF RGP neta producida cumulativa = 2700 PCS/BF
Calcular: a. b. c. d. e. f. 2.
El petróleo inicial en el yacimiento en BF El gas inicial en el yacimiento en PCS La razón gas disuelto-petróleo inicial en el yacimiento El gas remanente en el yacimiento a 1500 Psia en PCS El gas libre en el yacimiento a 1500 Psia en PCS A 14.7 Psia y 60 °F, el factor volumétrico del gas liberado a 1500 Psia
Las Propiedades PVT del fluido del yacimiento volumétrico de petróleo de la arena “R”, se presenta en la figura 3.18. Cuando la presión del yacimiento disminuye desde su presión inicial 2500 Psia a una presión promedia de 1700 Psia, la producción correspondiente de petróleo es de 26 MM BF. La RGP cumulativa a 1700 Psia es 960 PCS7BF y la RGP actual es 2250 PCS7BF. La porosidad promedia es 18 por ciento y la saturación promedia de agua producida es insignificante, y las condiciones normales son 14.7 Psia y 60 °F. La saturación de gas crítica es de 14 por ciento
Calcular: a. b.
El petróleo inicial en el yacimiento Asumiendo que el gas libre no fluye cual sería la recuperación por depleción hasta 2000 psia y la saturación de gas. Con una saturación de agua de 23 por ciento.
MATERIA: SEMESTRE: DOCENTE:
PRIMER EXAMEN PARCIAL RERSERVORIO II SIGLA: PET - 204 II/06 FECHA: C/30/VI/04 Ing. BETTY MONTAÑO SUAREZ
NOMBRE:
…………………………………………………………………………………………
I.-
ESCRIBA EL SIGNIFICADO DE LOS SIGUIENTES TERMINOS UTILIZADOS EN LA ECUACION DE BALANCE DE MATERIA. 1. NBoi = NBti ____________________________________________________________________________________ 2. NRsi
________________________________________________________________________________________
3. GBgi=mNBoi=mNBti ___________________________________________________ ________________________ 4. (N-Np)Bo ______________________________________________________________________________________ 5. (N-Np)Rs ______________________________________________________________________________________ II.-
ENCERRAR EN UN CIRCULO LA RESPUESTA CORRECTA. 1. 2. 3. 4. 5.
1. 2. 3. 4. 5. III.-
La EBM es un modelo matemático: Que permite su aplicación a porciones de yacimientos con gran exactitud Que permite su aplicación a yacimientos con grandes errores sustanciales En el que se considera al yacimiento como un recipiente de volumen cte. Que necesita de otros modelos para su aplicación a los yacimientos. Que no considera las propiedades petrofísicas para su aplicación
Las fuerzas que actúan en la trayectoria de las burbujas de gas liberado en un yacimiento son: Las fuerzas gravitacionales que actúan sobre la superficie del yacimiento El peso de la burbuja de gas, el aceite y la fuerza debido a la gradiente de presión La presión litostatica, de formación e hidróstatica que actúan en el fluido del yacimiento Las fuerzas gravitacionales en función de la capacidad de contener y dejar fluir el flujo en un yacimiento La diferencia de densidades de los fluidos del yacimiento y las fuerzas de compresión que actúan sobre la corteza terrestre.
COMPLETAR LOS SIGUIENTE CONCEPTOS. 1. En el empuje por agua, el desplazamiento del HC tiene lugar_________________ ____________________ 2. La expansión de la roca y los líquidos ocurre en yacimientos_____________________________________ hasta que alcanza______________________________________________________________________________
3. Una vez iniciada la liberación de ____________________________ al alcanzar la presión de saturación el mecanismo de desplazamiento del aceite se debera____________________________________________
4. La RGP producida en yacimiento con empuje _______________________ no sufre cambios sustanciales debido a mantenerse ______________________________________________________________
5. En yacimiento que presentan condiciones propicias de segregación gravitacional de sus fluidos poseen _________________________________________________________________________________________
IV.-
ESQUEMATICE LOS CAMBIOS EN LA DISTRIBUCIÓN DE LOS FLUIDOS EN UN YACIMIENTO PROBOCADO POR LA EXPLOTACION @ C. INICIALES @ DESPUES DE PRODUCIR.
V.-
RESPONDER LAS SIGUIENTE PREGUNTAS: 1. Los procesos de desplazamientos son: 2. Requerimientos básicos para que exista un efectivo empuje de agua 3. Requerimientos básicos para que exista un empuje por capa de gas o casquete de gas 4. Como puede presentarse la zona de gas libre 5. Como se presenta un el desplazamiento por segregación gravitacional .
PRIMER EXAMEN PARCIAL RERSERVORIO II SIGLA: II/06 FECHA: Ing. BETTY MONTAÑO SUAREZ
MATERIA: SEMESTRE: DOCENTE:
PET - 204 C/10/XI/06
NOMBRE:
…………………………………………………………………………………………
I.-
COMPLETAR: PARA YACIMIENTOS SUBSATURADOS LA E.B.M. 1.
Incognitas de la E.B.M.: ___________________________________________________________________ ____________________________________________________________________________________________
2.
debida a que ocurre el desplazamiento de los fluidos: ____________________________________ ____________________________________________________________________________________________ ____________________________________________________________________________________________
3.
Inicialmente puede producir por:_________________________________________________________ ____________________________________________________________________________________________
4.
En
que
condiciones
el
valor
de
N
,
en
la
EBM
en
indeterminado:
____________________________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________________________ 5.
Para aplicar la EBM es necesario contar con:______________________________________________ ____________________________________________________________________________________________ ____________________________________________________________________________________________
II.-
ESQUEMATICE LOS CAMBIOS EN LA DISTRIBUCIÓN DE LOS FLUIDOS EN UN YACIMIENTO PROBOCADO POR LA EXPLOTACION @ C. INICIALES @ DESPUES DE PRODUCIR. POR ENCIMA DEL PUNTO DE BURBUJA.
III.-
ESQUEMATICE LOS CAMBIOS EN LA DISTRIBUCIÓN DE LOS FLUIDOS EN UN YACIMIENTO PROBOCADO POR LA EXPLOTACION @ C. INICIALES @ DESPUES DE PRODUCIR.
IV.-
RESPONDER LAS SIGUIENTE PREGUNTAS: 1. Los procesos de desplazamientos son: 2. Requerimientos básicos para que exista un efectivo empuje de agua 3. Requerimientos básicos para que exista un empuje por capa de gas o casquete de gas 4. Como puede presentarse la zona de gas libre 5. Como se presenta un el desplazamiento por segregación gravitacional.
MATERIA: SEMESTRE: DOCENTE:
RIMER EXAMEN PARCIAL RERSERVORIO II SIGLA: I/09 FECHA: Ing. BETTY MONTAÑO SUAREZ
PET - 204 C/15/VI/09
NOMBRE:
…………………………………………………………………………………………
I.-
ENCERRAR EN UN CIRCULO LA RESPUESTA CORRECTA. La EBM es un modelo matemático: 1. 2. 3. 4. 5.
6. 7. 8. 9.
Que permite su aplicación a porciones de yacimientos con gran exactitud Que permite su aplicación a yacimientos con grandes errores sustanciales En el que se considera al yacimiento como un recipiente de volumen cte. Que necesita de otros modelos para su aplicación a los yacimientos. Que no considera las propiedades petrofísicas para su aplicación
Las fuerzas que actúan en la trayectoria de las burbujas de gas liberado en un yacimiento son:
Las fuerzas gravitacionales que actúan sobre la superficie del yacimiento El peso de la burbuja de gas, el aceite y la fuerza debido a la gradiente de presión La presión litostatica, de formación e hidróstatica que actúan en el fluido del yacimiento Las fuerzas gravitacionales en función de la capacidad de contener y dejar fluir el flujo en un yacimiento 10. La diferencia de densidades de los fluidos del yacimiento y las fuerzas de compresión que actúan sobre la corteza terrestre.
II.-
COMPLETAR LOS SIGUIENTE CONCEPTOS. 1.
En el empuje por agua, el desplazamiento del HC tiene lugar___________________ __________________
2.
La expansión de la roca y los líquidos ocurre en yacimientos_____________________________________ hasta que alcanza______________________________________________________________________________
3.
Una vez iniciada la liberación de ____________________________ al alcanzar la presión de saturación el mecanismo de desplazamiento del aceite se debera____________________________ ________________
4.
La RGP producida en yacimiento con empuje _______________________ no sufre cambios sustanciales debido a mantenerse _____________________________________________________________
5.
En yacimiento que presentan condiciones propicias de segregación gravitacional de sus fluidos poseen _________________________________________________________________________________________
III.-
COMPONETES DE UNDIAGRAMA DE FASES.
IV.-
RESPONDER LAS SIGUIENTE PREGUNTAS: 6.
Los procesos de desplazamientos son:
7.
Requerimientos básicos para que exista un efectivo empuje de agua
8.
Requerimientos básicos para que exista un empuje por capa de gas o casquete de gas
9.
Como puede presentarse la zona de gas libre
10. Como se presenta un el desplazamiento por segregación gravitacional .
EXAMEN DE AYUDANTIA PET-204 RESRVORIO II 1.2.-
3.4.5.6.7.-
Consideraciones sobre la ecuación de Balance de Materia Para determinar el comportamiento futuro de yacimientos productores por empuje de gas disuelto; el método de Tarner combina tres tipos de ecuaciones. Menciones cuales son? Consideraciones que utiliza el método de Tarner en la predicción del comportamiento de yacimientos con empuje de gas disuelto liberado? Mencione, la información necesaria con que se debe contar para la aplicación del método de Tarner? Mencione las fuerzas que actúan sobre las trayectoria de las burbujas de gas liberado, en un yacimiento? Mencione como se puede presentar la zona de gas libre requerida? Explique como se puede presentar un yacimiento grande, en un mecanismo de empujes combinados
MATERIA: SEMESTRE: DOCENTE:
EXAMEN FINAL RERSERVORIO II I/2006 Ing. BETTY MONTAÑO SUAREZ
SIGLA: FECHA:
PET-204 C/28/VII/06
NOMBRE: -------------------------------------------------------------------------------------------I.PARTE PRÁCTICA. RESOLVER LOS SIGUIENTES PROBLEMAS. 1.-
Los siguientes datos se obtuvieron de un campo de petróleo sin capa original de gas ni empuje hidrostático: Volumen poroso disponible del yacimiento para petróleo = 75 MMPC Solubilidad del gas en el petróleo crudo = 0.42 PCS/BF/Psia Presión inicial de fondo = 3500 Psia Temperatura de fondo = 140 °F Presión de saturación en el yacimiento = 2400 Psia Factor Volumétrico del petróleo a 3500Psisa = 1.333 BL/BF Factor volumétrico del gas a 1400 Psia y 140 °F = 0.91 Petróleo producido a 1400 Psia = 1.5 MMBF RGP neta producida cumulativa = 2800 PCS/BF
Calcular: g. h. i. j. k. l.
2.-
El petróleo inicial en el yacimiento en BF El gas inicial en el yacimiento en PCS La razón gas disuelto-petróleo inicial en el yacimiento El gas remanente en el yacimiento a 1400 Psia en PCS El gas libre en el yacimiento a 1400 Psia en PCS A 14.7 Psia y 60 °F, el factor volumétrico del gas liberado a 1500 Psia
Calcular el volumen original In-Situ de un yacimiento cuyos datos son los siguientes: Volumen poroso de Gas 1.88*10 (-4) acre-pie Volumen poroso de petróleo 1.20*10 (-5) acre-pie Presión inicial del yacimiento 2900 Psi Factor Volumétrico del petróleo 1.523 BB/BF Factor Volumétrico inicial del gas 0.00113 PCS/BF Razón inicial gas disuelto-petróleo 562 PCS/BF Producción de petróleos durante el intervalo considerado 21 MMBB Presión de yacimiento al final del intervalo 2000 Psi Razón gas petróleo promedia producida 720 Factor volumétrico bifásico a 2000 Psi = 1.4954 BB/BF Volumen de intrusión de agua 11.50 MMBB Factor volumétrico de agua 1.30 BB/bf Factor volumétrico del ga a 200Psi = 0.008779 Pc/PCS
MATERIA: SEMESTRE: DOCENTE:
SEGUNDO EXAMEN RERSERVORIO II I/2006 Ing. BETTY MONTAÑO SUAREZ
SIGLA: FECHA:
PET-204 C/21/XI/06
NOMBRE: _______________________________________________________________________________ PRÁCTICA. I.1.Se tiene un reservorio; cuyos parámetros básicos son: Tipo de Estructura: Trampa estratigráfica Profundidad media 6500 Ft. Presión Original del yacimiento 3112 Psia Presión de saturación del yacimiento 1730 Psia Temperatura promedio del yacimiento 125°F Porosidad Promedia 7.6 % Saturación de agua connata 18 % Saturación de gas estimada 10 %
PRESION
Bo (BB/BF)
3112 2800 2400 2000 1730 1720 1630 1480 1420
1.4235 1.4239 1.1370 1.4446 1.4509 1.4468 1.4303 1.4139 1.4058
Bg (PCS/BF)
RGP (PCS/BF)
0.00139 0.00151 0.00160 0.00168
885 885 885 885 885 876 842 807 780
(40%) CALCULAR: 2.-
a.Establecer el comportamiento futuro del yacimiento a una presión de 1480 Psi b.Establecer la saturación de gas Se tiene un yacimiento de petróleo con empuje de agua; cuya área es de 1.8 Kms cuadrados y un espesor de 25 mts. C uenta con los siguientes datos físicos: Porosidad 0.20 Saturación de gas 0.14 Saturación de agua 0.20 Factor volumétrico del petróleo inicial 1.21 BB/BF Factor volumétrico del petróleo 1.15 BB/BF Recuperación primaria 18% Saturación de petróleo final 30%
(30%) CALCULAR:
3.-
a.Establecer el volumen producido a la recuperación primaria b.Establecer la saturación residual de petróleo c.Establecer el volumen producido, después de la recuperación primaria Los siguientes datos se obtuvieron de un campo de petróleo sin capa original de gas ni empuje hidrostático: Volumen bruto total de la zona de petróleo = 115000 ac-p Volumen bruto total de la zona de gas = 18500 ac-p Presión inicial del yacimiento = 2800 Psia Factor Volumétrico del petróleo a 2800Psisa = 7.5242 PC/BF Factor volumétrico del gas inicial = 0.006166 PC/PCS Razón inicial gas disuelta – petróleo = 526 PCS/BF Petróleo producido intervalo considerado = 21 MMBF Presión final del yacimiento = 2200 Psia RGP neta producida cumulativa = 700 PCS/BF Factor Volumétrico del petróleo a 2200 Psi = 8.3967 PC/BF Factor Volumétrico del agua = 5.7720 PC/BF Volumen de Intrusión de agua = 65 MMPC Agua producida = 1.05 BF (30%) Calcular: A - El petróleo inicial en el yacimiento en BF
EXAMEN FINAL MATERIA: SEMESTRE: DOCENTE:
RERSERVORIO II II/2007 Ing. BETTY MONTAÑO SUAREZ
SIGLA: FECHA:
PET-204 C/03/XII/07
NOMBRE: _______________________________________________________________________________ I.PRÁCTICA. 1.-
Se tiene un reservorio; cuyos parámetros básicos son: Tipo de Estructura: Trampa estratigráfica Profundidad media 6500 Ft. Presión Original del yacimiento 3112 Psia Presión de saturación del yacimiento 1730 Psia Temperatura promedio del yacimiento 125°F Porosidad Promedia 7.6 % Saturación de agua connata 18 % Saturación de gas estimada 10 %
PRESION
Bo (BB/BF)
3112 2800 2400 2000 1730 1720 1630 1480 1420
1.4235 1.4239 1.1370 1.4446 1.4509 1.4468 1.4303 1.4139 1.4058
Bg (PCS/BF)
RGP (PCS/BF)
0.00139 0.00151 0.00160 0.00168
885 885 885 885 885 876 842 807 780
(40%) CALCULAR: a.b.-
Establecer el comportamiento futuro del yacimiento a una presión de 1480 Psi Establecer la saturación de gas
2.El campo Monteagudo se inicia la explotación de las areniscas Ingri y Piraimiri, en 1967 y en 1970 se evidencio una fuerte declinación del la producción y una agotamiento prematuro de la presión. Por todo lo expuesto se decide encarar un estudio de un plan de inyección de gas de acuerdo al siguiente orden: A) DATOS ORIGINALES: Presión Original del yacimiento 1760 Psia Volumen Producido Np 0 Relación de solubilidad del gas en el petróleo producida Rp 700 PC/BB = 125 m3/m3 Factor Volumétrico del petróleo 1.341 BB/BF Relación de solubilidad del gas en el petróleo inicial Rsi = 120 m3/m3 Volumen original In Situ 17 MMm3 Presión Actual 1690 Psia Volumen Producido Np 580000 m3 Relación de solubilidad del gas en el petróleo producida = 140 m3/m3 Factor Volumétrico del petróleo 1.330 BB/BF Relación de solubilidad del gas en el petróleo Rs = 115 m3/m3 B) OTROS DATOS: Saturación de agua 20%
PRESION
Bo
Uo
Bo/Bg
Uo/Ug
1760 1690 1600 1500 1400
1.341 1.330 1.320 1.305 1.290
0.430 0.434 0.440 0.450 0.470
170.0 178.0 164.8 153.2 145.0
26.00 27.00 28.75 30.40 33.00
CALCULAR: a.b.-
Establecer el comportamiento futuro del yacimiento mediante el método de Tarner, para la presión de 1500; estableciendo los valor definitivo de Np, y los valores de Rp y Gp. Predecir el comportamiento de la producción Np, Rp, Gp; si se aplica la inyección del 80 % del gas producido a partir de la presión de 1600 Pisa .
