Ejercicios de yacimientos

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 la presiónnormal 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 de 2778 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:

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ρ W = 1050

kg m3

kg m3 RB Boi = 1.309 STB ρ O = 830

ρ G = 195

kg m3

Mediante los mapas estructurales del reservorio sedeterminó, 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 se cambia el régimen deextracción.

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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) 320 200 T(K) 365 365 Bo(m3/m3) 1.61.3 Rs(m3/m3) 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 la densidad 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 1.170 1.100 1.000 Rs (SCF/STB) 518 518 518 455 420 325

a) Estimar la presión deburbuja. 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 psia Petróleo producido cuando la presión ha caído a 2058 psia = 35.32x106 STB Relación gas-petróleoproducida 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 de petróleo 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
Volumen relativo de petróleo (a p y T) RB/STB 1.367 1.375 1.387 1.391 1.351 1.295 Relación gas-petróleo disuelta SCF/STB 638 638 638 638 549 425

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

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Además se realizaron en el...