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CARRERA: ING. PETROLEO Y GN
EJERCICIO N°
Con el propósito de aumentar la productividad del Pozo SBL-60 se realizó una
prueba de flujo tras flujo a dicho pozo, donde se obtuvieron la siguiente información:
Determinar:
a) El caudal máximo de producción por el método de JHONES BLOUNT AND
GLAZE.
b) Realizar la curva IPR variando la Pwf cada 500psi.
c) La presión de fondo fluyente para un caudal de 700BPD.
d) Analizar si es posible una ampliación de baleos. Si es así desarrollarlo
Solución:
a) Caudal máximo
Calculamos
Pr − Pw
Q
Prueba
Pr − Pw
Q
Qo
(BPD)
Calculamos C
TRANSIENTE
(Grafica
Qi vs
Pr − Pwf
Q
C
TRANSIENTE
=0,475 de la grafica
Prueba Qo
(BPD)
Pwf
(psi)
Estática 0 4750
CARRERA: ING. PETROLEO Y GN
Calculamos D (Transiente)
D =
Pr − Pwf 4
Q 4
Pr − Pwf 1
Q 1
Q 4 − Q 1
D =
=2,685 E − 3
Calculamos Qo
Qo =
− C +
√
C
2
2 D
Pwf
(psi)
Qo(Transiente
)
(BPD)
4750 0
4250 367,
3750 544,
3250 680,
2750 796,
2250 897,
1750 989,
1250 1074,
750 1152,
250 1226,
0 1262,
AOF Máximo
CARRERA: ING. PETROLEO Y GN
Calculamos Qo
Qo =
− C +
√
C
2
2 D ´
Pwf
(psi)
Qo(Transiente
(BPD)
AOF Máximo
0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
5000
CURVA IPR)
Q
PWF
Calculamos Pwf para un caudal de 700 BPD (Baleo Doble)
Pwf
Trans.
= Pr −
( C ∗ Q + D ∗ Q
2
) = 4750 −
( 0,475∗ 700 +1,3425 E − 3 ∗ 700
2
) =3829,675 psi
EJERCICIO Nº
CARRERA: ING. PETROLEO Y GN
La formación productora del pozo X-001tiene una altura de 62ft y un espaciamiento
de 18,0303 acres. La temperatura del reservorio es de 180ºF, el gas presenta una
gravedad específica de 0,67. La presión de reservorio se incrementa
horizontalmente a una razón de 2,06 psi/ft desde el pozo hacia el reservorio con una
presión de fondo de 4200psi. Otros datos del reservorio se presentan a continuación.
Ko(md) 15 S 3,
Kro 0,25 hp(ft) h/
API 35 GOR(pc/bbl) 400
Bit
CSG
a) Realizar la gráfica de la curva IPR por el método más adecuado variando
la presión de fondo fluyente cada 500psi.
b) Calcular la presión fluyente para una caudal de 8000BPD.
Solución:
a) Realizar la gráfica de la curva IPR por el método más adecuado variando
la presión de fondo fluyente cada 500psi.
TABLA DE RESULTADOS
Pwf
(psia)
Rs
(PC/Bbl)
μo
(cp)
Bo
(Bbl/
STB)
ρ
(PC/
Bbl)
B C D Qo
(BPD)
5230 400 0,738 1,184 47,571 170528224,1 0,34481 7,689E-7 0
4730 400 0,718 1,188 47,413 170528224,1 0,33660 7,715E-7 1480,
4230 400 0,698 1,193 47,238 170528224,1 0,32860 7,751E-7 3021,
3730 400 0,678 1,198 47,041 170528224,1 0,32052 7,784E-7 4627,
3230 400 0,659 1,203 46,817 170528224,1 0,31284 7,811E-7 6294,
2730 400 0,639 1,21 46,557 170528224,1 0,30511 7,859E-7 8027,
2230 400 0,619 1,218 46,246 170528224,1 0,29751 7,910E-7 9826,
1926 400 0,607 1,224 46,022 170528224,1 0,29318 7,949E-7 10944,
1730 352 0,646 1,203 46,508 682112896,4 1,227 3,104E-6 13776,
1230 235,039 0,777 1,151 47,715 682112896,4 1,412 2,915E-6 16593,
730 127,461 0,991 1,106 48,842 682112896,4 1,730 2,755E-6 19183,
230 34,521 1,381 1,069 49,810 682112896,4 2,330 2,625E-6 21324,
0 2,147 1,643 1,056 50,142 682112896,4 2,739 2,579E-6 23230,
AOF Máximo
Calculamos radio de drene
(
Espaciamiento ∗ 43560
π
)
0 , 5
(
π
)
0 , 5
= 500 ft
CARRERA: ING. PETROLEO Y GN
μ
o
=0,607+0,001 ( 3730 − 1926 )∗( 0,024∗0,
1 , 6
0 , 56
)
μ
o
=0,678 cp
Determinamos el factor volumétrico para petróleo saturado
B
ob
[
Rs ∗
(
γg
γo
)
0 , 5
]
1 , 2
B
ob
[
(
)
0 , 5
]
1 , 2
=1,224 Bbl / STB
Determinamos el factor volumétrico para el petróleo Correlación
de Vásquez-Beggs
A = 10
− 5
[− 1433 + 5 ∗ Rs + 17 , 2 ( Tr − 460 )− 1180 ∗ γg + 12 , 61 ∗ API ]
A = 10
− 5
[
]
B
o
= B
ob
∗ e
[
− A ∗ln (
P
Pb
)
]
B
o
=1,224∗ e
[−0,033∗ln
(
3730
1926
)
]
Bo =1,198 Bbl / STB
Determinamos la densidad del petróleo Correlación de Standing
A = 10
− 5
∗[− 1433 + 5 ∗ Rs +17.2∗( Tr − 460 − 1180 ∗ SGg + 12 , 61 ∗ ºAPI ) ]
A = 10
− 5
[
]
ρ
o
= ρ
ob
∗exp
[
A ∗ln
(
P
Pb
)
]
ρ
o
=46,022∗exp
[
0,0331375∗ln
(
) ]
=47,041 PC / Bbl
Determinamos B (constante en la fase monofásica)
B =
10
K
1,
B =
10
1,
Determinamos C
C =
μ
o
∗ β
o
[
ln
(
rw
)
− 0 , 75 + S
]
0,0078∗ K ∗ h
C =
[
ln
(
)
]
CARRERA: ING. PETROLEO Y GN
Determinamos D
D =
2 , 3E-14∗ β
o
2
∗ B ∗ ρ
o
rw ∗ hp
2
D =
2 , 3E-14∗1,
2
2
=7,784E-
Determinamos el Caudal para una P=3730 psia
Qo =
− C +
√
C
2
2 D
Qo =
√
2
+ 4 ∗ 7 , 78E-7( 5230 − 3730 )
2 ∗ 7 , 78E-
=4627,882 BPD
Qo =4627,882 BPD
Para el punto Burbuja P=1926 psia (Saturado)
Determinamos la viscosidad para petróleo saturado
a =10,715∗( Rs + 100 )
−0,
a =0,
b = 5 , 44 ∗( Rs + 150 )
−0,
b =0,
μ
ob
= a ∗
(
μ
od
)
b
0,
=0,607 cp
Determinamos el factor volumétrico para petróleo saturado
B
ob
[
Rs ∗
(
γg
γo
)
0 , 5
]
1 , 2
B
ob
[
(
)
0 , 5
]
1 , 2
Bbl
STB
Determinamos la densidad del petróleo
ρ
ob
62 , 4 ∗ SGo +0,0136∗ Rs ∗ SGg
[
Rs ∗
(
SGg
SGo
)
0 , 5
]
1,
ρ
ob
[
(
)
0 , 5
]
1,
=46,022 pc / bbl
Determinamos C
C =
μ
o
∗ β
o
[
ln
(
rw
)
− 0 , 75 + S
]
0,0078∗ K ∗ h
CARRERA: ING. PETROLEO Y GN
ρ
ob
62 , 4 ∗ SGo +0,0136∗ Rs ∗ SGg
[
Rs ∗
(
SGg
SGo
)
0 , 5
]
1,
ρ
ob
[
(
)
0 , 5
]
1,
=48,842 pc / bbl
Determinamos B (constante en la fase bifásica)
B =
10
K
1,
∗ Kro
B =
10
1,
Determinamos C
C =
μ
o
∗ β
o
[
ln
(
rw
)
− 0 , 75 + S
]
0,0078∗ K ∗ h ∗ Kro
C =
[
ln
(
)
]
Determinamos D
D =
2 , 3E-14∗ β
o
2
∗ B ∗ ρ
o
rw ∗ hp
2
D =
2 , 3E-14∗1,
2
2
=2,755E-
Determinamos el Caudal para una P=730 psia
Qo =
− C +
√
C
2
2 D
Qo =
√
2
+ 4 ∗2,755E-6( 5230 − 730 )
2 ∗2,755E-
=2590,470 BPD
Q ´ o =2590,470 BPD
Qo = Q ´ o + Qanterior =2590,470+16593,
Qo =19183,922 BPD
CARRERA: ING. PETROLEO Y GN
0 5000 10000 15000 20000 25000
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
CURVA IPR
q
PWF
b) Presión fluyente para un caudal de 8000 BPD
Pwf
(psi)
Rs
(PC/Bbl)
μo
(cp)
Bo
(Bbl/
STB)
ρ
(PC/
Bbl)
B C D Qo
(BPD)
3230 400 0,659 1,203 46,817 170528224,1 0,31284 7,811E-7 6294,
2730 400 0,639 1,21 46,557 170528224,1 0,30511 7,859E-7 8027,
2739,5 400 0,639 1,21 46,562 170528224,1 0,30502 7,863E-7 8000
Para P=2783,5 psia (Subsaturado)
Determinamos la viscosidad para petróleo saturado
a =10,715∗( Rs + 100 )
−0,
a =0,
b = 5 , 44 ∗( Rs + 150 )
−0,
b =0,
μ
ob
= a ∗ (
μ
od
)
b
0,
=0,607 cp
Determinamos la viscosidad del petróleo Correlación de Beal
(Monofásico)
μ
o
= μ
ob
+0,001 ( P − Pb )∗( 0,024∗ μ
ob
1 , 6
+0,038∗ μ
ob
0 , 56
μ
o
( 0,024∗0,
1 , 6
0 , 56
)
μ
o
=0,639 cp
Determinamos el factor volumétrico para petróleo saturado
B
ob
[
Rs ∗
(
γg
γo
)
0 , 5
]
1 , 2
CARRERA: ING. PETROLEO Y GN
Determinamos el Caudal para una P=2739,5 psia
Qo =
− C +
√
C
2
2 D
Qo =
√
2
+ 4 ∗7,863E-7( 5230 − 2739 , 5 )
2 ∗7,863E-
= 8000 BPD
