Ejercicios resueltos del capitulo III del Hawkins

CAPITULO III

3.1 Si la gravedad del petróleo del yacimiento Big Sandy a condiciones normales es 30 º API y la gravedad especifica de su gas en solución es 0.80, ¿Cuál es el factor volumétrico monofásico a 2500 lpca a partir del grafico de correlación de la fig. 3.4?
Datos:
Yacimiento: Big Sandy

APIoil=30º SGo= T=160ºF
Entrando con estos datos a lafigura 3.4 se obtiene: o=1,32bl/BF











De la tabla 3.1 se obtiene la Razón gas-petróleo que nos da 567 PCS/BF @ 160 º F; con la razón gas petróleo entramos a la fig. 3.4 donde interceptamos con las líneas de la gravedad especifica del gas @ 0.80 y luego con los 30º API para después interceptar con las curvas de temperatura @ 160ºF









Entonces el Bo será igual a 1.32BL/BF
Sin embargo pueden usarse también las ecuaciones derivadas de la Correlación de Standing:
βo=0.9759+0.00012*

Dónde: T= temperatura, ºF
GEgas= Gravedad específica del gas en solución
GEoil= Gravedad específica del petróleo

βo=0.9759+0.00012*=1.32 bbl/BF
3.2. a) Un agua connata tiene 20.000ppm de sólidos a una presión del yacimiento de 4000 lpca y temperatura de 150ºF.¿Cuál es su compresibilidad? Res.: 3,2 x 10-6 por lpc.
b) ¿Cuál es el factor volumétrico del agua? Res.:1,013bl/BF.

Usando la figura 3.14 vemos que la solubilidad del gas natural en agua pura es 17,5 p3/Bl a una temperatura de 150ºF y presión de yacimiento de 4000 lpca y el factor de corrección para una salinidad de 20.000ppm es 0.9. Luego:
Rsw=17,5*0,9=15,75p3/Bbl
Usando la figura 3.15vemos que la compresibilidad del agua es de 2,8x10-6psi-1 a una temperatura de 150ºF y presión de yacimiento de 4000psia y que el factor de corrección para una razón gas disuelto-agua es de 1,14. Luego:
Cw=2,8*10-6*1,14= 3,192*10-6psi-1 Cw=3,2x10-6psi-1
b) De la tabla 3.7 a una temperatura de 150ºF y Presión de yacimiento de 4000psia vemos que:

(Bw) agua pura=1,0067Bw=1,0067+ bl/BF.

3.3 Calcular la razón gas petróleo producida de la zona Gloyd-Mitchell del campo Rodessa al cabo de nueve meses a partir de los datos de la tabla 3.5
El mes tiene un promedio de días de 30.4
TotalDe la Tabla 3.5 vemos que al cabo de 9 meses de comenzada la producción la razón gas-petróleo producida será: Rs=1181 PCS/BF
3.4. Con el fin de determinar: a) el gas en solución, y b) el factor volumétrico del petróleo como función de presión, se hicieron experimentos con una muestra de líquido del fondo del campo de petróleo La Salle.
La presión inicial del yacimiento es 3600 lpca y latemperatura de fondo 160ºF; por consiguiente, todas las medidas en el laboratorio se hicieron a 160ºF. Los siguientes datos, en unidades prácticas, resultaron:


Presión lpca
Gas en solución PCS/BF a 14.7 lpca y 60º F
Factor volumétrico del petróleo bbl/Bf
3600
567
1.310
3200
567
1.317
2800
567
1.325
Pb = 2500
567
1.333
2400
554
1.310
1800
436
1.263
1200
337
1.210
600223
1.140
200
143
1.070




a) ¿Qué factores afectan la solubilidad de gas en petróleo crudo?
b) Constrúyase un gráfico entre gas en solución y presión.
c) Inicialmente, ¿el yacimiento se encontraba saturado o subsaturado? Explicar.
d) ¿Tiene el yacimiento una capa inicial de gas?
e) A partir del gráfico dibujado en la parte b), ¿cuál es la solubilidad del gas en la región de 200 a2500 lpca, en unidades de PCS/BF/lpc y lpc/PCS/BF? Res.: 0,184 y 5,43.
f) Asumiendo que la acumulación de gas por barril de petróleo a condiciones normales es de 1000PCS en vez de 567PCS, ¿cuánto gas en solución habría a 3600 lpca? En estas circunstancias, ¿cómo se clasificaría al yacimiento: saturado o subsaturado? Res.: 775PCS/BF.

a) ¿Qué factores afectan a la solubilidad de gas en petróleo...