SIMULACIN DE RESERVORIOS

SIMULACIN DE RESERVORIOS

POTENCIALIDAD DEL RESERVORIO1. OBJETIVOS.1.1. OBJETIVO GENERAL Por simulacin matemtica determinar el potencial AOF der reservorio.1.2. OBJETIVO ESPECIFICO Calcular las constantes n y c del mtodo de Fetckovick Determinar AOF de cada pozo Determinar n y c promedio Construccin de los planos iso-brico, e iso-AOF2. INFORMACIN

DST SBL-7FECHA :JULIO,92012(OPEN HOLE)

CHOKETIMPOWHPBHPGASOILAPI

INHORASPSIPSIMMPCDBPD

20/646.25278012.2130353.5

24/6413.75242017.7436454.8

28/6413.05220022.1754353.6

32/6412285027.6565853.5

P*4307

DST SBL-8FECHA :JULIO,92012(OPEN HOLE)

CHOKETIMPOWHPBHPGASOILAPI

INHORASPSIPSIMMPCDBPD

24/6415.525001437654.1

28/643.2237217.947553

32/6411.9214124.664953.1

40/6412212532.266852.6

P*4242

DST SBL-9FECHA :JULIO,92012(OPEN HOLE)

CHOKETIMPOWHPBHPGASOILAPI

INHORASPSIPSIMMPCDBPD

24/6424262716.240953.1

32/6412243827.562352.3

40/6412215537.586852

48/6412205542.1110151.3

P*4307

FECHA :JULIO,92012(OPEN HOLE)

POZOP SEPT YHTDENSIDda agua salTpProf.Pozo

PSIFFTgr/cchorasmbnm

DST SBL-7242627600.9254940

DST SBL-8122438701.25204860

DST SBL-9122155551.12104980

CAG5029 FT

DENSIDAD DEL GAS0.98

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 DatumDatum = Profundidadad de registro mas somero - CAGPara la Presion Hidrostatica

Para la Presion CorregidaPara la AOF Optima AOF optima = AOF*0.254. CLCULOS DEL MTODO ANALTICO.Calculo del Datum, h, P y las correcciones de P* (Psi):DESNIDAD AIRECAP (ft)altura promedio nivel del mar

0.9985020950

correccion de presiones

pozoDENSIDda agua sal gasProf.Pozoaltura promedio del nivel del marcrostrickcrostrick

gr/ccmbnm (m)HT (ft)HT (m)

DST SBL-70.90.9018036149409506018.2879994

DST SBL-81.251.2525050148607021.3359993

DST SBL-91.121.1222444949805516.7639995

tope del pozoprof basedatumhPP*P*coorrPres* corr^2

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

5871.712001-5890-4258.56805-1631.43195-633.762277343073673.2377213.4926754

5788.664001-5810-1551.43195-838.114493842423403.8855111.5864365

5913.236001-5930-1671.43195-808.921202743073498.078812.2365553

Mtodo cullenderpozotwstwsTtsTtsPpcTpc

CRCR

DST SBL-783.71712642.69081625537749.5747314459.754447

DST SBL-882.88664641.195952741.5391713406.085536

DST SBL-984.13236643.438248744.8425416428.072807

DST SBL-7

CHOKEWHPBHP

INPSIPSI

20/6427803509.0641

24/6424203095.2968

28/6422002833.5578

32/6428503587.9459

DST SBL-8

CHOKEWHPBHP

INPSIPSI

24/6425003318.0504

28/6423723153.1549

32/6421412849.1923

40/6421252827.8356

DST SBL-9

CHOKEWHPBHP

INPSIPSI

24/6426273413.50

32/6424383124.00

40/6421552841.00

48/6420552800.34

Calculo para la grfica de FetckovickDST SBL-7

CHOKEBHP (psi)Qg dato (MMPCD)OIL datoAPIP SepVol equiv.Qg adicionalQgPwf corr (psi)Pres*corr^2-Pwfcorr^2Pres*corr^2

INBPDPsiPC/BblMMPCDMMPCDMMPsia^2MMPsia^2

20/643509.064112.2130353.5120013050.39512.6052875.305.22513.493

24/643095.296817.7436454.813300.48418.2242461.537.434

28/642833.557822.1754353.613150.71422.8842199.808.654

32/643587.945927.6565853.513100.86228.5122954.184.765

QgPres*corr^2-Pwfcorr^2

MMPCDMMPsia^2

12.6054155.225

18.224127.434

22.8840458.654

28.511984.765

AOF leidonC

1601.182088625.9664E-07

DST SBL-8

CHOKEBHP (psi)Qg dato (MMPCD)OIL datoAPIP SepVol equiv.Qg adicionalQgPwf corr (psi)Pres*corr^2-Pwfcorr^2Pres*corr^2

INBPDPsiPC/BblMMPCDMMPCDMMPsia^2MMPsia^2

24/643318.05041437654.111001266.6670.47014.4702479.945.43611.586

28/643153.154917.9475531250.0000.59618.4962315.046.227

32/642849.192324.664953.11254.0000.80525.4052011.087.542

40/642827.835632.266852.61240.0000.00032.2001989.727.627

QgPres*corr^2-Pwfcorr^2

MMPCDMMPsia^2

14.4705.436

18.4966.227

25.4057.542

32.2007.627

AOF leidonC

1401.719 0.000000000100268

DST SBL-9

CHOKEBHP (psi)Qg dato (MMPCD)OIL datoAPIP SepVol equiv.Qg adicionalQgPwf corr (psi)Pres*corr^2-Pwfcorr^2Pres*corr^2

INBPDPsiPC/BblMMPCDMMPCDMMPsia^2MMPsia^2

20/643413.516.240953.111501266.6670.51816.722604.5795.4527245612.237

24/64312427.562352.31233.3330.76828.272315.0796.87696543

28/64284137.5868521225.51.06438.562032.0798.10721103

32/642800.3442.1110151.31216.6671.34043.441991.4198.27080645

QgPres*corr^2-Pwfcorr^2

MMPCDMMPsia^2

16.7185.453

28.2686.877

38.5648.107

43.4408.271

AOF leidonC

842.292 0.000000000000005

5. RESULTADOS. Resultados de las P*corregidas, AOF y AOF optimo mtodo analtico POZOnC (MMpcd/Psi^2)AOF leidoQg(10^5) Qg(10^6)

DST SBL-71.182088625.9664E-071600.4854620497.38318769

DST SBL-81.719288461.00268E-101400.0395915782.07439411

DST SBL-92.291988154.78023E-15840.0013784440.27000844

Qtotal0.52649.7276

qprom3.363717.3816

POZOPres* corrAOF calculadoAOF optimo

(Psi)(MMpcd)(MMpcd)

DST SBL-73673.24160.0040.00

DST SBL-83403.89140.0035.00

DST SBL-93498.0884.0021.00

AOFpromedio128.0032.00

Cprom0.710203543

n prom0.00082669

6. CONCLUSIONES. En la realizacin de la prctica primero se hizo el clculo del datum (768,5m) este es nuestro nivel de referencia para todos los pozos, y que nos ayud a corregir las presiones (P*) de cada pozo. Los objetivos principales es el clculo de los AOF y AOF ptimo tanto analtico como grfico. Por el mtodo analtico no hubo ningn problema en el clculo del AOF (128.00) y AOF optimo (32.00), pare esto antes se utiliz el mtodo de fetckovick se calcul n promedio (0.00082669) y c promedio (0.710203543)

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