ESCUELA MILITAR DE INGENIERÍA “MCAL. ANTONIO JOSÉ DE SUCRE” “SANTA CRUZ-BOLIVIA”
Prestigio, Disciplina y Mejores Oportunidades Oportunidades PRACTICA 2do PARCIAL
“BALANCE DE MATERIALES“ INTEGRANTES:
HAROLD MARCELO CANO ORTEGA ALEXIS MICHELLE ROCA PEREZ ALVARO JHOVANNY CONDO AYZAMA CARRERA: ING. PETROLERA DOCENTE:
ING. EDGAR SAGARNAGA MUÑOZ
FECHA:
10/10/2018
SANTA CRUZ - BOLIVIA
A14132-1 A17470-X C6008-9
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“BALANCE DE MATERIALES“ 1.- Usando los símbolos de letras para ingeniería de yacimientos, expresar los siguientes términos para un yacimiento volumétrico subsaturado: subsa turado: a) El petróleo inicial en el yacimiento en barriles fiscales.
= b) La recuperación fraccional después de producir .
= =
c) El volumen ocupado por el petróleo (liquido) remanente después de producir .
= ∗ = ∗ d) Los PCS de gas producido. = ∗
e) Los PCS de gas inicial inicial
= ∗ f) Los PCS de gas en el petróleo sobrante.
= ( ) ∗ g) Por diferencia, los PCS de gas liberado o libre en el yacimiento después de producir .
∗ = ( = ∗ ∗ ) ∗
h) El volumen ocupado por el gas liberado o gas libre.
= 2.- A partir de las características del fluido del yacimiento 3-A-2 presentado en la figura 3.7 a) Calcular la recuperación en tanto por ciento cuando la presión disminuye a 3550, 2800, 2000, 1200 y 800 Psi asumiendo que el yacimiento pueda explotarse con una razón gas-petróleo producida acumulativo
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constante e igual a 1100 PSC/BF. Dibujar las recuperaciones en tanto por ciento como función de presión. b) Para demostrar el efecto de una alta RGP sobre la recuperación, calcular de nuevo las recuperaciones asumiendo una RGP producida cumulativa constante e igual a 3300 PCS/BF. Dibujar las recuperaciones en tanto por ciento como función de presión en el mismo papel del gráfico anterior en parte "a" c) ¿Cómo es afectada aproximadamente la recuperación en porcentaje si se triplica la razón gas-petróleo producida? d) ¿Es razonable decir que para aumentar la recuperación, pozos con altas razones
gas-petróleo
deben
reacondicionarse
o
cerrarse?
Resp. Datos Hallamos datos de la figura 3.7
∆ == ° ,
"" ∗ = 0.005035∗ = 190460 = 0.005035∗ 0,895∗ 3550 Hallamos
= ,
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= ∗ ∗ 5720 ∗100 = 1,601, 1,60 = ,%
Hallamos “r”
= = ∗ ∗ = %
Completando la tabla con los siguientes datos PRESION
Rp
Bo
(Lpca)
(PCS/BF)
(Bbl/PCs)
3550
1100
1,6
2800
1100
2000
Z
Bg
Rs
r
(Bbl/PCS)
PCS/BF
%
0,895
0,000825
1100
1,750
1,52
0,870
0,001017
900
8,784
1100
1,44
0,870
0,001424
700
21,770
1200
1100
1,36
0,900
0,002455
500
44,506
800
1100
1,32
0,930
0,003805
400
60,534
b)
Calculo
= 0.005035 ∗ ∗ = 190460 = 0.005035 ∗ 0,895∗ 3550 = ,
Calculo r
= = ∗ ∗ = % = ∗ ∗
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57200,000825∗11001100 ∗100 = 1,601, 1,600,000825 ∗33001100 = , = ,% Completando
la
tabla
PRESION
Rp
Bo
(Lpca)
(PCS/BF)
(Bbl/PCs)
3550 2800 2000 1200 800
3300
1,6
3300
con
los
Z
siguientes
datos
Bg
Rs
r
(Bbl/PCS)
PCS/BF
%
0,895
0,000825
1100
0,820
1,52
0,870
0,001017
900
3,822
3300
1,44
0,870
0,001424
700
8,508
3300
1,36
0,900
0,002455
500
15,314
3300
1,32
0,930
0,003805
400
19,519
recuperacion a
recuperacion B
70.000 60.000 50.000 ) % ( r
40.000 30.000 20.000 10.000 0.000 4000
3500
3000
2500
2000
1500
1000
500
0
Presión lpca
c) ¿Cómo es afectada aproximadamente la recuperación en porcentaje si se triplica la razón gas-petróleo producida? La razón gas-petróleo es afectada aproximadamente 3 veces
d) ¿Es razonable decir que para aumentar la recuperación, pozos con altas razones gas-petróleo deben reacondicionarse o cerrarse?
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Al momento de poder notar que la recuperación fraccional disminuye, aumenta la relación gas-petróleo producida, por lo cual la recuperación gas-petróleo se encontrara muy afectada
3. Si el yacimiento 3-A-2 produce un millón de BF de petróleo con una RGP producida cumulativa de 2700 PCS/BF, haciendo que la presión disminuya de la presión inicial de 4400 lpca a 2800 lpca, Cuál es el petróleo inicial en el yacimiento en barriles fiscales? Datos:
= 110 = 2700 / = 4400 = 2800 =? Datos de la gráfica 3.7 Datos obtenidos de la gráfica:
β = 1,57 @4400 psi Z = 0.87 @2800 psi β = 1,52 @2800 psi R = 1100 @4400 psi R = 900 @ 2800 psi
βg = 0.005035∗ z∗TP βg = 0.005035 ∗ 0.87∗190460 2800
Calculo
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= .∗− Calculo de N
N = β β βgR R N β βgR R N = βN [ββ βgβRgR RR] ∗ 1.521.017ˣ10− ∗ 1100900 1 ˣ10 N = 1.521.571.017ˣ10− ∗ 2700900 = .
4.- 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/PSI Presión Inicial de Fondo= 3500 Psi Temperatura de fondo= 140°F Presión de Saturación del Yacimiento= 2400 Psi Factor volumétrico del petróleo a 3500lpca= 1,333 bl/BF Factor de Compresibilidad del Gas a 1500 psia y 140°F =0,95 Petróleo producido a 1500 psia =1,0 MM BF Neta RGP producida cumulativa= 2800 PCS/BF
a) Calcular el petróleo inicial en el yacimiento en BF. b) Calcular el gas inicial en el yacimiento en PCS c) Calcular la razón gas disuelto-petróleo inicial en el yacimiento. d) Calcular el gas remanente en el yacimiento a 1500 psia en PCS. e) Calcular el gas libre en el yacimiento a 1500 psia en PCS. f) Calcular a 14,7 psia y 60°F el factor volumétrico del gas liberado a 1500 psia. g) Calcular el volumen en el yacimiento de gas libre a 1500 psia. h) Calcular la RGP total en el yacimiento a 1500 psia. i) Calcular la razón gas en solución-petróleo, RGP, a 1500 psia.
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j) Calcular el factor volumétrico del petróleo a 1500 psia. k) Calcular el factor volumétrico total o de dos fases del petróleo y su gas disuelto, a 1500 psia.
a)
= ∗ = 7510 ∗ 0,7502 ∗ 5.615 → = . b)
c)
d)
= ∗ = 10.0210 ∗ 1008 → = = 0.42∗2400 → = = ∗ ∗ = 1010 = ∗ . 1008 110 ∗ 2800
e)
Gf = NRsi N ∗ NpRs NpRp 6 1∗ 106 630 1x106 ∗ 2800 Gf = (10x106 1008) 10x10 = . f)
= 0.02827 0.95∗140460 → = . 1500
g)
= ∗ ∗1.61 → = . β
= h)
0.0107
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RGP=
= 7.2810 → = . 10 110 10x
i)
0.42∗1500 → =
j) Bo =
Bo =
∗ ∗ N-Np
1x10 BF ∗ 0.0107 PC ∗2800 PCS 630 PC110 BF∗1.333BBL 110BF∗0.0107PC∗10088630PC 10 10 10x
-1x
.
Bo =
BF
k)
0.0107 ∗1008 630 ∗ 1 . Bt =
Bt =1.15
BF
BF
Bt =
BF
BF
5.61
BF
5.- continuando los cálculos del campo kelly-snyder. Calcular el porcentaje de recuperación y saturación de gas a 1400 psig. b) ¿Cuál es el factor de desviación del gas a 1600 lpcr y temperatura de fondo de 125ºF? a)
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Calculando variables faltantes: o Calculando
= = 885772 2 = , = 4235 = 1,45091, 1, 4 509 = , ≅ , % ∗ = ∗ ( )∗
Calculo
o
Calculo
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1,3978 1,42350,00174 ∗885772 1,3978 0,00174∗0,0189∗885 (0,0189)∗828, 5 772 0,172050 = 1,39780,029104 ∗1,44159 0.027246 772∗ 72050 = 1,3978 ∗ 0,0291040,1 ∗1,441590.027246 772∗ 1,3978∗ 0,029104 ∗1, 4 4159 0.027246 772∗ = , ∗ 1,3978∗ 0,029104 ∗1,44159 0.027246772∗ = 0,172050 1,3978∗ ∗ 1,441591,34328∗ = 0,172050 0,0291040.027246 ∗1,49611 → , = 01,,1470192 9611 = 0, 1 1375 → = , % = ∗∗ = 10,1132 ∗ 10,20 ∗1,1,34978 235 = , = = 10,69660,20 = 0,1034 → = ,% b) ∗ 5,61 = 0,008471 0,00151 ∗ 1 ∗ = 0.02827 ∗ ∗ = 0,02827 ∗ 008471 ∗1600 = 0, 00,2827 ∗ 125460 = , =
Calculo
Calculo
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6.- 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 26.0 MM BF. La RGP cumulativa a 1600 psia es 954 PCS/BF y la RGP actual es 2250 PCS/BF. La porosidad promedia es 18 por ciento. La cantidad de agua producida es insignificante, y las condiciones normales son 14.7 psia y 60ºF. Calcular a) Calcular el petróleo inicial en el yacimiento b) Calcular en PCS, el gas liberado que permanece en el yacimiento a 1600 psia. c) calcular la saturación promedia del gas en el yacimiento a 1600 lpca. Calculo del So d) Calcular los barriles de petróleo que se recuperarían a 1600 psia si se hubiera reinyectado en el yacimiento todo el gas producido. e) ) calcular el factor volumétrico bifásico de petróleo a 1600 psia. f) Asumiendo que el gas libre no fluye, ¿Cuál sería la recuperación con empuje por depleción hasta 2000 psia? g) Calcular en PCS, el gas libre inicial en el yacimiento a 2500 psia. Calculo
∗ .∗+ Bg = 0.005035* Bg = 0.005035*
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a) Por gráfica obtenemos datos faltantes:
@ 2500 lpca
@ 1600 lpca
Reemplazando en la fórmula:
+∗− −+∗− ∗.+.∗− N= .−.+.∗− N=
–10 – – –10 – 10 10
Gas libre = N * Rsi (N Np) * Rs Rp * Np Gas libre = 246x * 575 (246x 26x Gas libre = 31.95x
−∗∗− ∗ − ∗.∗−. So = ∗. So =
Calculando Sg
–
) * 385 954 * 26x
10
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So + Sg + Sw = 1 Sg = 1 So Sw Sg = 1 0.6901 0.18 Sg = 0.1299 *100
– – – –
∗−+∗− Rp = 0 +∗− ∗.−.+.∗− Np = .+.∗− Np =
– –
Bt = Bo + Bg * (Rsi Rs) Bt = 1.214 + 0.001575 * (575 385)
Hallando datos faltantes por gráfica:
@2000psia
Bo = 1.272 Bbl/BF Z = 0.82 Rs = 510 PCS/BF
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o
Calculando Bg Bg = 0.005035 * Bg = 0.005035 *
∗
.∗+
Rp @2000 psia
@ ∗ +( − )∗ ∗ = @ @ o
Calculando R
− .−. R= . R = 0.00769 R=
Calculando N
o
N = R*N N = 0.00769 * 246* N = 1.89* N = 1.89 MMBF
10 10
Calculando Np @2000 psia Np =
Np =
∗ −+∗− +∗− ∗ −+∗−
∗@ ∗ @ +∗ − @ ∗.−.+.∗− ∗ Np = ∗@ .∗∗ . ∗ .+.∗ @
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@ = 11.90* @ = 11.90 MMBF
N N g)
Pi = 2500 psia
(No hay gas libre)
Gas libre = 0 PCS
7.- Si el yacimiento del problema 6 es de empuje hidrostático, y se intruye en el yacimiento 25x106 barriles de agua, cuando la presión decrece a 1600 lpca, ¿Cuál es el petróleo inicial en el yacimiento? Úsense las mismas RGP cumulativa y actual, los mismos datos de PVT y asuma que no ocurre producción de agua. Datos:
= 26,0 = 954 @1600 ∅ = 18% ==18% 25∗10
Usamos la siguiente Figura para sacar los valores de
,,,, = , @ = , @ = @ = @ = ,@
Teniendo esos valores ahora calculamos el valor de
con la siguiente Formula:
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= 5, 6 15 73∗150°460° = , = 0,85,2∗10, 615∗379,4∗1600 Debido a que existe intrusión de agua usamos la siguiente ecuación:
= Realizamos el despeje de N y nuestra ecuación quedara de la siguiente forma:
± = Reemplazamos nuestros valores ya calculados en la ecuación:
954 = 26∗10 1,215 0,0015746 385 25∗10 575 1,215 1,29 0,0015746 385 = ,∗ = 8. El factor volumétrico del petróleo a 5000 lpca, presión inicial de un yacimiento subsaturado que produce por encima del punto de burbujeo, es 1,510 bl/BF. Cuando la presión decrece a 4600 lpca, debido a la producción de 100.000 BF de petróleo, el factor volumétrico del petróleo es 1,520 bl/BF. La saturación de agua connota es 25 por ciento, la compresibilidad del agua es 3,20*10-6 lpc-1 y basándose en la porosidad promedia de 16 por ciento, la compresibilidad de la roca es 4,0*10-6 lpc -1. La compresibilidad promedia del petróleo entre 5000 y 4600 lpca relativa al volumen a 5000 lpca es 17,00*10-6 lpc-1. Evidencia geológica y la ausencia de producción de agua indican un yacimiento volumétrico. a) Suponiendo que este es el caso Cual es el petróleo inicial en el yacimiento? b) Se desea hacer un inventario de los barriles fiscales iniciales en el yacimiento a un segundo intervalo de producción. Cuando la presión
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decrece a 4200 lpca, el factor volumétrico del petróleo es 1,531 bl/BF, y la producción es de 205 M BF. Si la compresibilidad promedia del petróleo es 17,65*10-6 lpc-1. Cual es el petróleo inicial en el yacimiento? c) Después de analizar los núcleos y registros, el cálculo volumétrico del petróleo inicial en el yacimiento es 7,5 MM BF. Asumiendo que este valor es correcto, Cual es la intrusión de agua en el yacimiento cuando la presión disminuye a 4600 lpca? DATOS
@4600 = 1,520 @5000 = 1,510 ==4600 5000 = 100000 ==0,0,7255 − − = 3,20∗10 Φ==0,4∗10 16 −− = 17∗10−− a) Suponiendo que este es el caso Cual es el petróleo inicial en el yacimiento? Tenemos la siguiente ecuación que es la siguiente:
∗ ∗ ∗∆ = ∗ ∗ = ∗ ∗ ∗∆ = 0,25∗3,20∗10− 4∗ 10 0 , 7 5∗17∗10 = = ,∗−− 0,75
Realizamos el despeje de N:
Para calcular el valor de N primeramente calculamos el valor de Ce con la siguiente ecuación:
Ya teniendo el valor de Ce calculamos el valor de N
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∗1.520 = . = 1.51 1000000 ∗ 2.34 x 10− − ∗ 400 b) Se desea hacer un inventario de los barriles fiscales iniciales en el yacimiento a un segundo intervalo de producción. Cuando la presión decrece a 4200 lpca, el factor volumétrico del petróleo es 1,531 bl/BF, y la producción es de 205 M BF. Si la compresibilidad promedia del petróleo es 17,65*10-6 lpc-1. Cual es el petróleo inicial en el yacimiento? Tenemos los siguientes datos Bo @ 4200 lpca = 1.531 Np = 205 MBF Co = 17.65 x ΔP = 800
10− −
Tenemos la siguiente ecuación que es la siguiente:
∗ ∗ ∗∆ = ∗ ∗ = ∗ ∗ ∗∆
Realizamos el despeje de N:
Para calcular el valor de N primeramente calculamos el valor de Ce con la siguiente ecuación:
= 0,25∗3,20∗10− 4∗ 10 0,75∗17.65∗10 −− = = ,∗ 0,75
Ya teniendo el valor de Ce calculamos el valor de N
205000 ∗1. 5 31 0 = 1.51 ∗2.405∗ 10− − ∗ 800 = .
c) Después de analizar los núcleos y registros, el cálculo volumétrico del petróleo inicial en el yacimiento es 7,5 MM BF. Asumiendo que este valor es correcto, Cual es la intrusión de agua en el yacimiento cuando la presión disminuye a 4600 lpca?
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Tenemos los siguientes Datos: N = 7.5 MMBF We = ? Ce=
2.34x 10− −
Tenemos la siguiente ecuación que es la siguiente:
∗ ∗ ∗∆ = ∗ Realizamos el despeje de We
= ∗ ∗ ∗ ∗ ∗∆ − − ∗ 400 = 100000 ∗1,52007,5 ∗10 ∗1,510 ∗2,34∗10 = 9. Las propiedades de un yacimiento volumétrico subsaturado son las siguientes: Pi = 4000 lpca Pb = 2500 lpca Sw = 30 % Ø = 10 %
Cw = 3 * 10 -6 lpc-1 Cf = 5 * 10 -6 lpc-1 Boi = 1.300 bl/BF @ 4000 lpca B o = 1.320 bl/BF @ 3000 lpca
a) Calcular a 4000 lpca el volumen poroso total, rl volumen de agua connata y rl volumen de hidrocarburos. Expresar las respuestas en barriles por acre – p. b) Repetir la parte a) para 3000 lpca. c) Calcular el petróleo fiscal en el yacimiento a 4000 lpca y 3000 lpca. Calcular la recuperación fraccional a 3000 lpca. d) Calcular la compresibilidad del petróleo entre 4000 lpca y 3000 lpca , relativa al volumen a 4000 lpca. e) Calcular la recuperación a 3000 lpca a partir de la Ec. ( 3.36 ).
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a) Calcular a 4000 lpca el volumen poroso total , rl volumen de agua connata y rl volumen de hidrocarburos. Expresar las respuestas en barriles por avre – p. En condiciones iniciales a acre – pie de roca contiene 7758 barriles. Usamos la siguiente Ecuación:
= → = ∗ = 0,1∗7758 = 775,8
Calculamos el Volumen de agua Connata
= 7758 ∗ ∗ = 7758∗0,1 ∗0,3 = ,
Calculamos el Volumen de hidrocarburo
ℎ = 7758 ∗ ∗1 ℎ = 7758∗0,1∗10,3 = , b) Repetir la parte a) para 3000 lpca. Usamos la siguiente Ecuación:
= 1 ∗∆ = 775815∗10−40003000 = , Calculamos el Volumen de agua Connata
= ∗ ∗1 ∗∆ = 0,3775,813∗10− ∗ 40003000 = , Calculamos el Volumen de hidrocarburo
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ℎ = ℎ = 771,92233,44 = ,
c) Calcular el petróleo fiscal en el yacimiento a 4000 lpca y 3000 lpca. Calcular la recuperación fraccional a 3000 lpca. Petróleo Fiscal en el Yacimiento @ 4000 lpca = N
= @4000 5 43, 0 6 = 1,3 = , 0 = ∗ ΔP 1,3201,30 = ,∗− = 1,30∗40003000 = − ∗ 0.7 0.30∗3 x 10− 5x 10− 1 5. 3 9 x 10 −− = = ,∗ 0.7 = ∗ ∗ΔP∗Boi − ∗ 1.30∗40003000 4 17. 7 3∗23. 8 14x 10 = = . 1.320 Petróleo Fiscal en el yacimiento @ 3000 lpca = (N-Np) Petróleo Fiscal en el yacimiento @ 3000 lpca = (417.73 – 938) BF/acre-pie = 407.93 BF/acre-pie
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Teniendo el Valor de Petróleo Fiscal en el yacimiento @ 3000 lpca calculamos el valor de ¨r¨ con la siguiente ecuación:
= = 417.9.874 = . d) Calcular la compresibilidad del petróleo entre 4000 lpca y 3000 lpca , relativa al volumen a 4000 lpca.
= ∗ ΔP 1. 3 201. 3 0 = 1.30∗40003000 = .∗−−
e) Calcular la recuperación a 3000 lpca a partir de la Ec. ( 3.36 ).
= = 417.9.874 = , 10. Dada la siguiente información hallar N y G. Emplear el método de la línea recta. Np P (psia) 4000 3500 3000 2500 2000 1500
Rp 16,5 18 23,5 30,4 39,5
1410 2230 3162 3620 3990
Bo 1,5 1,43 1,385 1,348 1,31 1,272
Rs 1000 660 580 520 450 380
Bg 0,00079 0,00086 0,00093 0,00115 0,00145 0,00216
ESCUELA MILITAR DE INGENIERÍA “MCAL. ANTONIO JOSÉ DE SUCRE” “SANTA CRUZ-BOLIVIA”
Entablando los resultados
P (psia) 4000 3500 3000 2500 2000 1500
Np 16,5 18 23,5 30,4 39,5
Rp 1410 2230 3162 3620 3990
Bo 1,5 1,43 1,385 1,348 1,31 1,272
Rs 1000 660 580 520 450 380
Bg 0,00079 0,00086 0,00093 0,00115 0,00145 0,00216
1
2
3
Bt 1,5 1,7224 1,7756 1,9 2,1075 2,6112
Eo
Eg
0 0,2224 0,2756 0,4 0,6075 1,1112
4
5 F
0 0 0,1329 34,24 0,2658 52,55 0,6835 103,08 1,2532 179,56 2,6013 358,25
1.
2.
3.
4.
5.
= = 1,430,000861000 660 → = , = = 1,72241,5 → = , = = ,, 0,000860,00079 → = , = = 16,5(1,7224 0,0008614101000) → = , / 0,1329 → , 0,2224
Eg/Eo 0 0,5976 0,9644 1,7088 2,063 2,339
6 F/Eo 0 153,96 190,67 257,7 295,57 322,4
ESCUELA MILITAR DE INGENIERÍA “MCAL. ANTONIO JOSÉ DE SUCRE” “SANTA CRUZ-BOLIVIA”
6.
34,24 → , 0,2224 Graficando:
F / Eo VS Eg / Eo 400 350
y = 125.97x + 42.246 R² = 0.9411
300 250 200 150 100 50
N
0 0
0.5
1
1.5
Por gráfica obtenemos que:
N= 49 MMBF
= ∆∆ 70257,700 = 22,95,056301, 7090 = , = ,∗
2
2.5
ESCUELA MILITAR DE INGENIERÍA “MCAL. ANTONIO JOSÉ DE SUCRE” “SANTA CRUZ-BOLIVIA”
Teniendo los datos hallamos G:
Despejando:
= ∗0,00079 2,18∗10 = 4910 ∗ 1,5 = ,∗MMPCS
11-. SI m = 0,0731 y Rsi= 900 PC/BF y dada la siguiente información hallar N PRESSURE
Np
Rp
Wp
Wi
Bt
Bg
Acuiferopeq Acuiferome Acuiferogrn
2055
0
0
1,5166
1221,7
1964
1,383
970
1,5451
1283,5
1924
2,087
971
1,562
1313
1897
2,861
966
1,573
1333,7
1879
3,4
960
1,5808
1340
1846
3,77
952
0,001
1,5957
1374,5
1814
5,208
913
0,024
1,6107
1401,7
43,9
109,5
1799
5,494
909
0,028
1,6179
1414,3
44,5
109,7
133,5
1781
5,944
904
0,042
1,627
1430,2
46,1
111,9
138,9
1778
7,967
916
0,013
0,478
1,6285
1433
66,8
149
207,5
1740
8,907
927
0,13
0,864
1,6376
1449,7
69,9
149,2
210,7
1750
9,555
939
0,222
1,124
1,6429
1459
73,6
152,6
234,2
1738
10,52
952
0,322
1,674
1,6491
1470,3
80
158
259,1
1736
11,655
956
0,442
2,238
1,6502
1472,3
88,6
166,9
292,1
1764
12,188
959
0,489
2,459
1,6355
1444
103,9
190,5
346,9
1734
12,792
963
0,557
2.752
1,6513
1474,2
96,4
171,2
326,5
1729
13,022
970
0,603
2,875
1,6541
1479,2
96,6
169,8
330,4
1704
13,463
984
0,717
3,159
1,6381
1504
91,9
158,5
315,7
1719
14,081
997
0,893
3,61
1,6597
1489
103,3
173,7
360,5
1747
14,651
1001
0,932
4,253
1,6446
1461,8
121,3
196,3
432,4
1722
15,092
1005
0,966
4,699
1,658
1486
113,6
179
411,1
1.
2.
3.
= = ,, = , = ∗,, = , = , , = ∗∗ = ,,, = ,
131,6
ESCUELA MILITAR DE INGENIERÍA “MCAL. ANTONIO JOSÉ DE SUCRE” “SANTA CRUZ-BOLIVIA”
Eo
Eg 0
F
Eo+m*Eg 0
0
0,0285
0,0767 124405,216 0,03410677
3647522,65
0,0454
0,1133 194787,853 0,05368223
3628535,06
0,0564
0
0,139
0
F/Eo+m*Eg Xacuiferope Xacuimed
252134,259
0,0665609
3788023,59
0,0642
0,1468 273682,483 0,07493108
3652456,14
0,0791
0,1897 269769,801 0,09296707
2901778,03
0,0941
0,2234
860357,539
95009,7476
0,11043054
991,573527
1191,69933
374,6709 923,626915
1124,0127
263220,872 356,444493 865,209084
1073,97267
1136,76131
1583,07364
526,405763 1123,60143
1586,74813
0,1013
0,239 70011,4765
0,1187709 589466,582
0,1104
0,259 34043,1188
0,1293329
0,1119
182874,964
0,13107413
1395202,58
0,1121
0,283 349030,728
0,1327873
2628494,8
0,1263
0,295 544301,273
0,1478645
3681081,49
0,1325
0,309 805215,036
0,1550879
0,1336
0,311 962017,817
0,1189
0,276 1039544,92
0,1347 0,1375
0,2623
397,534957
Xacuigrand
509,635273
1032,02594
1583,88254
5191991,35
515,836503 1018,77709
1670,66547
0,1563341
6153601,91
566,734961 1067,58538
1868,43433
0,1390756
7474675,09
747,075691 1369,75861
2494,32683
1189382,66
0,15760954
7546387,48
611,638103
1086,22866
2071,57511
0,319 1349857,75
0,1608189
8393651,16
600,675667 1055,84605
2054,48489
0,3134
497,75301
0,1215
0,35
1702714,08
0,147085
11576395,2
624,808784
1077,60819
2146,37794
0,1431
0,3118
2036027,99
0,16589258
12273170,9
622,692106
1047,06311
2173,09297
0,128
0,298 2165533,61
0,1497838
14457729,1
809,833907 1310,55561
2886,82755
0,1414
0,328 2357432,13
0,1653768
14254914,4
686,916182 1082,37673
2485,8384
4. PARA LA GRAFICA F/Eo+m*Eg Xacuiferope Xacuimed
Xacuigrand
0 3647522,65 3628535,06 3788023,59 3652456,14 2901778,03 860357,539 397,534957
991,573527
589466,582
374,6709
923,626915
1124,0127
263220,872 356,444493
865,209084
1073,97267
1395202,58 509,635273
1191,69933
1136,76131
1583,07364
2628494,8
526,405763
1123,60143
1586,74813
3681081,49
497,75301
1032,02594
1583,88254
5191991,35 515,836503
1018,77709
1670,66547
6153601,91 566,734961
1067,58538
1868,43433
7474675,09 747,075691
1369,75861
2494,32683
7546387,48 611,638103
1086,22866
2071,57511
8393651,16 600,675667
1055,84605
2054,48489
11576395,2 624,808784
1077,60819
2146,37794
12273170,9 622,692106
1047,06311
2173,09297
14457729,1 809,833907
1310,55561
2886,82755
14254914,4 686,916182
1082,37673
2485,8384
ESCUELA MILITAR DE INGENIERÍA “MCAL. ANTONIO JOSÉ DE SUCRE” “SANTA CRUZ-BOLIVIA”
5.
Chart Title 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 0 0
2000000
4000000
6000000
8000000
10000000 12000000 14000000 16000000
ACUIFERO PEQUEÑO
ACUIFERO MEDIANO
ACUIFERO GRANDE
Linear (ACUIFERO PEQUEÑO)
POR GRAFICA N= 37
