Potencialidad del reservorio

1

SIMULACIÓN DE RESERVORIOS

POTENCIALIDAD DEL RESERVORIO

1. OBJETIVOS.1.1.OBJETIVO GENERAL

Por simulación matemática determinar el potencial AOF der reservorio.

1.2.OBJETIVO ESPECIFICO Calcular las constantes n y c del método de Fetckovick Determinar AOF de cada pozo Determinar n y c promedio Construcción de los planos iso-bárico, e iso-AOF

2. INFORMACIÓN

DST SBL-7 FECHA :JULIO,92012(OPEN HOLE)CHOKE TIMPO WHP BHP GAS OIL APIIN HORAS PSI PSI MMPCD BPD20/64 6.25 2780 12.21 303 53.524/64 13.75 2420 17.74 364 54.828/64 13.05 2200 22.17 543 53.632/64 12 2850 27.65 658 53.5P* 4307

DST SBL-8 FECHA :JULIO,92012(OPEN HOLE)CHOKE TIMPO WHP BHP GAS OIL APIIN HORAS PSI PSI MMPCD BPD24/64 15.5 2500 14 376 54.128/64 3.2 2372 17.9 475 5332/64 11.9 2141 24.6 649 53.140/64 12 2125 32.2 668 52.6P* 4242

DST SBL-9 FECHA :JULIO,92012(OPEN HOLE)CHOKE TIMPO WHP BHP GAS OIL APIIN HORAS PSI PSI MMPCD BPD24/64 24 2627 16.2 409 53.132/64 12 2438 27.5 623 52.340/64 12 2155 37.5 868 5248/64 12 2055 42.1 1101 51.3P* 4307

FECHA :JULIO,92012(OPEN HOLE)

ING. PETROLEO

2


POZO P SEP T Y HT DENSIDda agua sal Tp Prof.PozoPSI ºF FT gr/cc horas mbnm

DST SBL-7 24 2627 60 0.9 25 4940DST SBL-8 12 2438 70 1.25 20 4860DST SBL-9 12 2155 55 1.12 10 4980CAG 5029 FTDENSIDAD DEL GAS 0.98

altura promedio de sobre el nivel del mar (ft) 950

3. HERRAMIENTAS.

Caudal de gas:

Para el calculo de n y C:

Para el calculo de n y C promedio:

Para el Calculo del Datum

Datum = Profundidadad de registro mas somero - CAG

Para la Presion Hidrostatica

∆ P=0.052∗∆h∗3.28∗SGg∗ρH 2O

Para la Presion CorregidaP∗corregida=P∗−∆ P

Para la AOF Optima

AOF optima = AOF*0.25

ING. PETROLEO

3


4. CÁLCULOS DEL MÉTODO ANALÍTICO.

Calculo del Datum, ∆h, ∆P y las correcciones de P* (Psi):

DESNIDAD AIRE CAP (ft)

altura promedio nivel del mar

0.998 5020 950correccion de presiones

pozoDENSIDda agua sal ɤ gas

Prof.Pozo

altura promedio del nivel del mar crostrick crostrick

gr/cc mbnm (m) HT (ft) HT (m)

DST SBL-7 0.9 0.90180361 4940

950

6018.287999

4

DST SBL-8 1.25 1.25250501 4860 7021.335999

3

DST SBL-9 1.12 1.12224449 4980 5516.763999

5

tope del pozo prof base datum Δh ΔP P* P*coorrPres* corr^2

(m) m (m) m (MMpsi^2)

5871.712001 -5890-

4258.56805

-1631.4319

5

-633.762277

3 43073673.2377

213.492675

4

5788.664001 -5810

-1551.4319

5

-838.114493

8 42423403.8855

111.586436

5

5913.236001 -5930

-1671.4319

5

-808.921202

7 4307 3498.078812.236555

3Método cullender

pozo tws tws Tts Tts Ppc TpcºC ºR ºC ºR

DST SBL-7 83.71712 642.69081625 537

749.5747314 459.754447DST SBL-8 82.88664 641.195952 741.5391713 406.085536DST SBL-9 84.13236 643.438248 744.8425416 428.072807

DST SBL-7CHOKE WHP BHPIN PSI PSI20/64 2780 3509.0641

ING. PETROLEO

4


24/64 2420 3095.296828/64 2200 2833.557832/64 2850 3587.9459

DST SBL-8CHOKE WHP BHPIN PSI PSI24/64 2500 3318.050428/64 2372 3153.154932/64 2141 2849.192340/64 2125 2827.8356

DST SBL-9CHOKE WHP BHPIN PSI PSI24/64 2627 3413.5032/64 2438 3124.0040/64 2155 2841.0048/64 2055 2800.34

Calculo para la gráfica de Fetckovick

DST SBL-7

CHOKE BHP (psi) Qg dato (MMPCD)

OIL dato⁰API P Sep

Vol equiv. Qg adicional

Qg Pwf corr

(psi)Pres*corr^2-

Pwfcorr^2Pres*corr^2

IN BPD Psi PC/Bbl MMPCD MMPCD MMPsia^2 MMPsia^2

20/64 3509.0641 12.21 303 53.5

1200

1305 0.395 12.605 2875.30 5.225

13.49324/64 3095.2968 17.74 364 54.8 1330 0.484 18.224 2461.53 7.43428/64 2833.5578 22.17 543 53.6 1315 0.714 22.884 2199.80 8.65432/64 3587.9459 27.65 658 53.5 1310 0.862 28.512 2954.18 4.765

ING. PETROLEO

QgPres*corr^2-

Pwfcorr^2

MMPCD MMPsia^2

12.605415 5.225 18.22412 7.434

22.884045 8.65428.51198 4.765

5


10 100 10001

10

100

DST SBL-7

Qg (MMPCD)

ΔP^2

(MM

psi^

2)

AOF leido n C160 1.18208862 5.9664E-07

DST SBL-8

CHOKE BHP (psi) Qg dato (MMPCD)OIL dato

⁰API P Sep Vol equiv. Qg adicional

Qg Pwf corr

(psi)Pres*corr^2-

Pwfcorr^2Pres*corr^2


24/643318.050

4 14 376 54.11100

1266.667 0.470 14.470 2479.94 5.43611.586

28/64 3153.1549

17.9 475 53 1250.000 0.596 18.496 2315.04 6.227

32/64 2849.1923

24.6 649 53.1 1254.000 0.805 25.405 2011.08 7.542

40/64 2827.8356

32.2 668 52.6 1240.000 0.000 32.200 1989.72 7.627

AOF leido n C

140 1.719 0.000000000100268

ING. PETROLEO

QgPres*corr^2-Pwfcorr^2

MMPCD MMPsia^214.470 5.43618.496 6.22725.405 7.54232.200 7.627

6


DST SBL-9CHOKE BHP (psi) Qg dato

(MMPCD)

OIL dato⁰API P Sep

Vol equiv.Qg

adicional

Qg Pwf corr (psi)Pres*corr^2-

Pwfcorr^2 Pres*corr^2


20/64 3413.5 16.2 409 53.1

1150

1266.667 0.518 16.72 2604.579 5.45272456

12.23724/64 3124 27.5 623 52.3 1233.333 0.768 28.27 2315.079 6.8769654328/64 2841 37.5 868 52 1225.5 1.064 38.56 2032.079 8.1072110332/64 2800.34 42.1 1101 51.3 1216.667 1.340 43.44 1991.419 8.27080645

10 100 10001

10

100DST SBL-7

Qg (MMPCD)

ΔP^2

(MM

psi^

2)

5. RESULTADOS. Resultados de las P*corregidas, AOF y AOF optimo método analítico

ING. PETROLEO

QgPres*corr^2-Pwfcorr^2

MMPCD MMPsia^216.718 5.45328.268 6.87738.564 8.10743.440 8.271

AOF leido n C

84 2.292 0.000000000000005

7


6. CONCLUSIONES. En la realización de la práctica primero se hizo el cálculo del datum

(768,5m) este es nuestro nivel de referencia para todos los pozos, y que nos ayudó a corregir las presiones (P*) de cada pozo.

Los

objetivos principales es el cálculo de los AOF y AOF óptimo tanto analítico como gráfico. Por el método analítico no hubo ningún problema en el cálculo del AOF (128.00) y AOF optimo (32.00), pare esto antes se utilizó el

método de fetckovick se calculó n promedio (0.00082669) y c promedio (0.710203543)

ING. PETROLEO

POZO n C (MMpcd/Psi^2) AOF leido Qg(10^5) Qg(10^6)

DST SBL-7 1.18208862 5.9664E-07 160 0.485462049 7.38318769DST SBL-8 1.71928846 1.00268E-10 140 0.039591578 2.07439411DST SBL-9 2.29198815 4.78023E-15 84 0.001378444 0.27000844

Qtotal 0.5264 9.7276qprom 3.3637 17.3816

POZO Pres* corr AOF calculadoAOF

optimo(Psi) (MMpcd) (MMpcd)

DST SBL-7 3673.24 160.00 40.00DST SBL-8 3403.89 140.00 35.00DST SBL-9 3498.08 84.00 21.00

AOFpromedio 128.00 32.00

Cprom 0.710203543n prom 0.00082669

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ING. PETROLEO

Potencialidad del reservorio

Health & Medicine

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