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5/12/2018 Determinacion Del Petroleo in Situ Met- Volumetrico - slidepdf.com
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PRACTICA No. 1DETERMINACIÓN DEL PETRÓLEO ORIGINAL “IN SITU” POR EL
MÉTODO VOLUMÉTRICO
VANESSA TOVARCÓD. 2003200574
ELIANA VELASQUEZ VCÓD. 2003200909
MAYRA ALEXANDRA CASALLASCÓD. 2003201217
Presentado a:
Ing. RICARDO PARRA PINZON
UNIVERSIDAD SURCOLOMBIANAFACULTAD DE INGENIERÍAINGENIERÍA DE PETRÓLEOS
NEIVA2006
OBJETIVOS.
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Objetivo General
•Determinar el volumen del petróleo original “in situ” de unyacimiento por el método volumétrico.
Objetivos Específicos
• Adquirir destreza en el manejo del planímetro.
• Dar correcto uso de la piramidal y ecuación trapezoidal para elvolumen aproximado de la zona productora.
• Analizar los factores que afectan los cálculos del volumen delyacimiento mediante este método.
MARCO TEÓRICO.
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PROCEDIMIENTO.
Ubicar el mapa de isópacos
sobre una superficie plana
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MUESTRA DE CÁLCULOS.
VOLUMEN DE LA ESTRUCTURA ENTRE COTAS
Vb = ½ h * (An + An…)
• Intervalo cota -820,-800
De acuerdo a la escala del mapay a partir de un área conocida,
hallar la constante de calibración
del planímetro en acres/lectura.
Identificar el contacto agua-aceite en el mapa de isópacos.
Tomar medida sobre cada
isópaca desplazando el planímetro en el sentido de
rotación de las agujas del reloj.
Registrar tres lecturas sobre cada
isópaca y usar el promedio, si las
lecturas son sensiblementeiguales.
Calcular el volumen de la estructuraempleando el valor promedio leído y
la ecuación correspondiente según larelación de isópacas
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Vb = ½ * 20 *(7555.5986 + 7258.5625)Vb = 14814.611 acre*pie
• Intervalo cota -800,-700Vb = ½ * 100 *(7258.5625 + 6437.7375)Vb = 684815 acre*pie
• Intervalo cota -700,-600Vb = ½ * 100 *(6437.7375 + 5629.7616)Vb = 603374.955 acre*pie
• Intervalo cota -600,-500Vb = ½ * 100 *(5629.7616 + 4703.7795)Vb = 519177.055 acre*pie
• Intervalo cota -500,-400Vb = ½ * 100 *(4703.7795 + 4055.5287)Vb = 437965.41 acre*pie
• Intervalo cota -400,-300Vb = ½ * 100 *(4055.5287 + 3462.4887)Vb = 375900.87 acre*pie
• Intervalo cota -300,-200Vb = ½ * 100 *(3462.4887 + 2885.4072)Vb = 317394.795 acre*pie
• Intervalo cota -200,-100
Vb = ½ * 100 *(2885.4072 + 2310.8997)Vb = 259815.345 acre*pie
• Intervalo cota -100, 0Vb = ½ * 100 *(2310.8997 + 1621.5604)Vb = 196623.005 acre*pie
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• Intervalo cota 0 , 100
Vb = ½ * 100 * (1621.5604 + 1011.0508)Vb = 131630.56 acre*pie
• Intervalo cota 100 , 200
Vb = [ ]173.9996*1011.0508173.9996)(1011.0508*100*3
1 ++=
Vb = 53482.571 acre*pie
• Intervalo cota 200 , 300
Vb = [ ]18.71396*173.999618.71396)(173.9996*80*3
1 ++=
Vb = 6660.7166 acre*pie
Volumen total de la estructura cota -820 a +300
Vb= 14814.611 + 684815 + 603374.955 + 519177.055 + 437965.41 +375900.87 + 317394.795 + 259815.345 + 196623.005 + 131630.56 +53482.571 + 6660.7166.
Vb = 3359081.024 Acre * pie
CUESTIONARIO.
1. Elaborar la tabla de la relación gas en solución petróleo Rs y el
factor volumétrico del petróleo Bo, por ajuste de la liberacióndiferencial a condiciones óptimas de separador y graficar sucomportamiento con datos de PVT de San Francisco 25.
2. Calcular el petróleo original “in situ” en BY y BS.
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3. Calcular el agua intruida desde el comienzo de la producción a lafecha en BY y BS, para una saturación de agua promedio de Sw=
20% y Sor = 21%.
4. Determinar el gas en solución, PCS, en el petróleo original.
5. Estimar el tamaño de la capa de gas actual “m”, hasta la cota+100.
6. Calcular el gas original in situ en PCY y PCS, considerando elvolumen poroso ocupado por los HC del yacimiento San Franciscocomo si fuera un yacimiento de gas (Composición del gas delseparador, peso molecular del gas del separador, MC7+ =120 y
gravedad específica del gas del separador 85.07 =+
C g γ ), utilizar lasaturación promedio del agua del yacimiento de petróleo DanFrancisco. Presión inicial 1172 psig.
7. Graficar el comportamiento del factor volumétrico del gas, Bg(PCY/PCS) como una función de la presión (psia).
8. Calcular el gas remanente y el gas producido a la presión actualde 550 psig.
9. Respuestas al cuestionario de la guia.
SOLUCIÓN
1.• Mejores condiciones de separador: 100 psig
• Condiciones de burbuja:
Pb: 906.7 psia Bofb: 1.078 FACTOR VOLUMETRICO DEL PETROLEO POR ENCIMA DEL
PUNTO DE BURBUJA
Bo = Vr + Bofb
• Para P=1000 psiBo = 0.9987 + 1.078
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Bo = 1.0765986
•
Para P=1172 psigBo = 0.9984 + 1.078Bo = 1.0762752
FACTOR VOLUMETRICO DEL PETROLEO POR DEBAJO DELPUNTO DE BURBUJA
Bo = Bod * (Bofb/Bodb)
• Para P = 750Bo = 1.069 * (1.078/1.075)Bo = 1.071983256
• Para P = 600Bo = 1.062 * (1.078/1.075)Bo = 1.064963721
• Para P = 450Bo = 1.054 * (1.078/1.075)Bo = 1.056941395
• Para P = 300Bo = 1.047 * (1.078/1.075)Bo = 1.04992186
• Para P = 150Bo = 1.037 * (1.078/1.075)Bo = 1.039893953
RELACION GAS EN SOLUCION PETROLEO Rs
Rs = Rsfb – (Rsdb - Rsd)(Bofb/Bodb)
• Para P = 750Rs = 155 – (154 - 133)(1.078/1.075)Rs = 133.94
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• Para P = 600
Rs = 155 – (154 - 111)(1.078/1.075)Rs = 111.88
• Para P = 450Rs = 155 – (154 - 87)(1.078/1.075)Rs = 87.81
• Para P = 300Rs = 155 – (154 - 63)(1.078/1.075)Rs = 63.476
• Para P = 150Rs = 155 – (154 - 38)(1.078/1.075)Rs = 38.6763
2.a. Petróleo Original “in situ” inicial WOC = -820
Vb = 3359081.204 Acre * pie
Para este cálculo utilizamos datos de saturación y porosidad promediodel yacimiento, para ello se efectúo un promedio con los valores dadospara cada pozo.
144.0
1204.0
=
=
Sw
φ
Barriles de yacimiento( ) VbSw N *1**7758 −= φ
BY N
N
2685780439
024.3359081*)144.01(*1204.0*7758
=
−=
Barriles estándar
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( )
BS N
BS
BY BY N
Boi
VbSw N
2495452293
07627.1
2685780439
*1**7758
=
=
−=
φ
b. . Petróleo Original “in situ” inicial WOC = -600
Vb = 2056076.458 Acre * pie
Barriles de yacimiento
BY N
N
1643952585458.2056076*)144.01(*1204.0*7758
=
−=
Barriles estándar( )
BS N
BS
BY
BY N
Boi
VbSw N
1527453692
07627.1
164395285
*1**7758
=
=
−=
φ
Para esta fecha tenemos agua intruida desde la cota -820 a la cota -600
3. La cantidad de agua intruida desde el comienzo de la producción seencuentra almacenada entre la cota -820 a la cota -600
Vb = 3359081.204 - 2056076.458 Acre * pieVb = 1303004.566 Acre * pie
Barriles estándar( )
BY x Nw
Nw
V Sw N
61008.718
566.1303004*)144.01(*1204.0*7758
*1**7758
=
−=
−= φ
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En la determinación del agua intruida en BS se requiere el cálculo previodel factor volumétrico del agua del SF -25, y emplearemos el Bw a
condiciones iniciales.
Barriles estándar( )
BS x N
BS
BY
BY x N
Boi
VbSw N
4
6
10098.7
01165.1
1008.718
*1**7758
=
=
−=
φ
TABLA DE RESULTADOS
FUENTES DE ERROR.
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
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