ejercicios adicionales

76.22 - Fundamentos de la Ingeniería de
Reservorios

Guía de Ejercicios
Adicionales

1º Cuatrimestre 2007

Capítulo I: Conceptos Básicos

Problema I.5:
Se sabe que la presión de un reservorio es 17173 kPa (absolutos) a 1500 mbnm, en la capa
petrolífera. Hallar la profundidad del OWC sabiendo que ρo = 700 kg/m3 y ρw = 1150 kg/m3 y
suponiendo que la presión en el OWC es igual a lapresión normal a dicha profundidad.
Problema I.6:
Calcular la cantidad de petróleo in situ del reservorio que se muestra en el siguiente mapa
estructural, sabiendo que la porosidad es 0.19, la saturación de agua connata es 0.37 y Boi=1.3.
Tope de la estructura= 1965 m

Problema I.6:
En un reservorio que contiene agua, petróleo y gas se conoce la presión del contacto gas-petróleo
que es de2778 psi. También se sabe que el tope de la estructura se encuentra a 1795 m bajo el
nivel del mar y que hay una sobrepresión de 82.5 psi con respecto a la presión hidrostática normal.
Los fluidos contenidos en este reservorio presentan las siguientes propiedades:

1

ρ W = 1050

kg
m3

kg
m3
RB
Boi = 1.309
STB
ρ O = 830

ρ G = 195

kg
m3

Mediante los mapas estructurales delreservorio se determinó, para la zona petrolífera, un área de
1.45 106 m2. Se sabe también que la porosidad de la formación es del 30% y que la saturación de
agua connata del 15%.
En este reservorio se perforaron 10 pozos en la zona petrolífera que producen a un caudal constante
de 150 STB/d.
Determinar el factor de recuperación del reservorio al año de comenzada su explotación si no secambia el régimen de extracción.

2

Capítulo II: Los fluidos del reservorio. Comportamiento de fase y
propiedades
Problema II.6:
A una cierta presión y temperatura se midieron ρo =800 kg/m3 y Rs=200 vol/vol.
Sabiendo que el petróleo posee gravedad API=25 y el gas tiene γ g =0.75, calcular Bo.
Problema II.7:
Los siguientes datos corresponden al petróleo de un reservorio:
P(bar)

T(K)Bo(m3/m3)

Rs(m3/m3)

320
200

365
365

1.6
1.3

280
170

pb=320 bar
co=1.3x10-4 1/bar para cualquier p>pb
ρo =800 kg/m3 en SC
γ g =0.75
a) Una muestra de petróleo ocupa un volumen de 0.4 m3 a 320 bar y 365 K. ¿Qué volumen de gas
(en SC) se liberará y cuánto disminuirá el volumen de petróleo si la presión disminuye a 200
bar?
b) Calcular Bo a 400 bar.
c) Calcular ladensidad del petróleo saturado a 320 bar y 365 K.

3

Capítulo III: Medición de las propiedades de los fluidos en el
laboratorio
Problema III.3:
Los siguientes resultados fueron obtenidos de una expansión diferencial a 90°C, para un cierto
fluido de reservorio.
p (psia)
3675
3234
2646
2499
2058
1470
882
294
cond. estándar

Bo (RB/STB)
1.400
1.415
1.435
1.400
1.340
1.255
1.1701.100
1.000

Rs (SCF/STB)
518
518
518
455
420
325

a) Estimar la presión de burbuja.
Se asume que un reservorio que contiene este fluido va a ser explotado por el mismo proceso
diferencial, y se dispone de los siguientes datos suplementarios:
Reservorio sin casquete de gas ni empuje de agua
Volumen de petróleo en poros = 471.75x106 RB
Presión inicial de fondo de pozo = 3675 psiaPetróleo producido cuando la presión ha caído a 2058 psia = 35.32x106 STB
Relación gas-petróleo producida neta acumulada (GOR) cuando la presión ha caído a 2058 psia =
554 SCF/STB
Calcular:
b) El volumen inicial de gas en el reservorio, medido en condiciones de superficie.
c) El volumen de gas, medido en condiciones de superficie, remanente en el reservorio a 2058 psia.
d) El volumen depetróleo en el reservorio a 2058 psia, medido en condiciones de reservorio.
e) El volumen de gas libre, medido en condiciones de superficie, a 2058 psia.

Problema III.4:
La siguiente tabla muestra los datos obtenidos en un ensayo PVT de laboratorio, realizado a 220 °F

P (psig)
4100
3600
2900
2695 (pb)
2300
1700

Volumen relativo
de petróleo (a p y T)
RB/STB
1.367
1.375
1.387...