Simualcion

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UNIVERSIDAD DE ORIENTE

NÚCLEO MONAGAS

Escuela de Petróleo

simulacion de yacimientos

Asignación

Final

Profesor: Bachilleres:

Isaac Contreras Pereira Manuel C.I. 19.782.126

Prado Lucina C.I. 17.721.106

seccion 07

Maturín, julio 2011.

Caracterización Yacimiento 19

El yacimiento 19 está formado por 8 estratos A su vez elyacimiento se encuentra dividido en tres regiones debido a que presenta Dos fallas estructurales perpendiculares una con respecto a la otra y de acuerdo a lo observado al hacer una representación grafica del modelo del yacimiento en 3D se nota que este es un anticlinal generado por esfuerzos de compresión que ha sufrido la formación.

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A través del simulador se obtuvieron valorespromedios característicos del yacimiento

Pi= 3870.4246 psia

Pb= 3814.7 psia

Pi[pic]Pb yacimiento subsaturado

Soi= 0.1404 Sgi= 0 Swi= 0.8594

Boi = 1.4532 BY/BN

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[pic] 245 md

[pic]42 md

[pic] 28 md

Compresibilidad del agua = [pic]

Compresibilidad de la roca = [pic]

Se tiene una gravedad [pic]API para cada región:

|Reg |[pic]API ||1 |35 |
|2 |20 |
|3 |35 |

Cada región posee sus contactos de fluidos como se identifica a continuación:

Región 1

WOC = 7400 ft GOC= 7000 ft Datum = 7100 ft

Región 2

WOC = 7450 ft GOC = 6900 ft Datum = 8000 ft

Región 3

WOC = 7500 ft GOC = 6900 ft Datum = 8000 ft

WOC = Contacto Agua-Petróleo GOC = Contacto Gas-Petróleo

[pic]Curvas de Permeabilidad Relativa del Agua y del petróleo con respecto a la saturación de Agua

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Presión capilar en función de la saturación de agua y

Permeabilidad relativa del gas en función de la saturación de agua

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Presión capilar en función de la saturación de petroleo y

Permeabilidad relativa del petroleo en función de la saturación de agua

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Presióncapilar en función de la saturación de agua y

Permeabilidad relativa del agua en función de la saturación de agua

Inicialmente en el yacimiento no existe capa de gas por lo que el mecanismo de empuje por capa de gas queda descartado para la producción.

Luego de revisar los primeros años de producción se obtuvieron los siguientes datos:

|Años |Wp(BN) |Wr(BN) |We(BN)|
|0 |0 |0 |0 |
|1 |6756664 |3912021800 |3278464 |
|2 |12698944 |3910990100 |8189044 |
|3 |18253770 |3910631700 |13385470 |
|4 |23123056 |3911005200 |18628256 |
|5 |27473720 |3911341300 |23315020 |

Wp= Agua producida enbarriles normales

Wr = Agua remanente en barriles normales

We = Intrusión de agua en barriles normales

Si se aplica un balance de masa al yacimiento pero solo con respecto al agua se obtiene que:

We-Wp= Wr-Wi

Donde Wi( volumen inicial de agua en el yacimiento) = 3915500000 BN fue obtenido del simulador a través del vector Fwip (volumen de agua en campo). De la ecuación anteriorse calculo si había o no intrusión de agua.

We=Wp+Wr-Wi

Gracias a este cálculo se observo la actividad de 3 acuíferos, por lo que el empuje hidráulico es el método de producción predominante en el yacimiento. Quedando así la expansión de la roca y los fluidos junto con la expansión del gas en solución como métodos secundarios.

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Para el cálculo del petróleo original en sitio seutilizaron 3 métodos

➢ Simulador

Se utilizo la grafica del vector Foip(petróleo en sitio) Vs años y se anoto el valor al tiempo cero.

Poes = 452.1861 MMBN

➢ Volumétrico

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➢ Balance de materiales

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Con esta se ecuación se calculo el poes en los cinco primeros años de producción, para luego realizarse la grafica Ncalculado Vs Np(petróleo...