EJERCICIOS PROPUESTOS DE YACIMIENTOS DE PETRÓLEO

1. Usando los símbolos de letras para ingeniería de yacimientos, expresar los siguientes términos para un yacimiento volumétrico sub-saturado:

a. El petróleo inicial en el yacimiento en barriles fiscales: b. Recuperación fraccional después de producir Np(BF):

c. El volumen ocupado por el petróleo liquido remanente después de producir Np(BF): d. Los PCN de gas producido:

e. Los PCN de gas disuelto inicialmente: f. Los PCN de gas en el petróleo sobrante:

g. El volumen ocupado por el gas liberado o el gas libre:

h. La reducción del volumen de petróleo después de una caída de presión:

i. Volumen de gas disuelto después de una caída de presión: j. Volumen de gas liberado después de una caída de presión:

2. Los siguientes datos se obtuvieron de un campo de petróleo sin capa original de gas ni empuje hidráulica: Volumen poroso disponible par el yacimiento de petróleo: 75 MMPCY

Solubilidad del gas en el petróleo crudo: 0,42 PCS/BF/Lpca Presión inicial de fondo: 3500 Lpca

Temperatura de fondo: 140ºF

Presión de saturación del yacimiento: 2400 Lpca

Factor volumétrico del petróleo a 3500 Lpca: 1,33 BY/BN Factor de compresibilidad del gas a 1500 Lpca: 0,95 Petróleo producido a 1500 Lpca: 1 MMBF

Relación gas-petróleo producida acumulativa: 2800(PCS/BF), Determinar lo siguiente: a. El petróleo inicial en el yacimiento en barriles fiscales (BF).

R: 10.043.453,34 BN

b. El gas inicial en el yacimiento en PCS. R: 10.123.800.960,00 PCN

c. La razón gas-disuelto en el petróleo inicial en el yacimiento. R: 1008 (PCN/BN)

d. El gas remanente en el yacimiento a 1500 Lpca en PCS. R: 7.323.800.965,00 PCN

e. El gas libre en el yacimiento a 1500 Lpca en PCS R: 1.626.425.361,00 PCN

f. Calcular a 14,7 Lpca y 60ºF el factor volumétrico del gas liberado a 1500 Lpca. R: 1,9147*10-3(BY/PCN)

g. La RGP total del yacimiento a 1500 Lpca R: 809,85 (PCN/BN)

h. La razón gas en solución-petróleo a 1500 Lpca R: 630 (PCN/BN)

i. El factor volumétrico del petróleo a 1500 Lpca R: 1,1327 (BY/BN)

j. El factor bifásico del petróleo a 1500 Lpca R: 1,8565 (BY/BN)

3. A partir de las características físicas del yacimiento A-3 representadas en la siguiente tabla, además la temperatura del yacimiento es de 140ºF.

P(Lpca) Rs(PCN/BN) Bo(BY/BN) Z 4400 1100 1,57 0,9450 3550 1100 1,60 0,8875 2800 900 1,52 0,8650 2000 700 1,44 0,8650 1200 500 1,36 0,9000 800 400 1,32 0,9250

a. Calcular la recuperación en porcentaje cuando la presión disminuye a 3550, 2800, 1200 y 800 Lpca, asumiendo que el yacimiento puede explotarse como una razón gas-petróleo producida acumulativa constante e igual a 1100 PCS/BF. Graficar las recuperaciones en porcentaje en función de la presión. R: 1,88%, 8,02%, 42,30% y 58,33% respectivamente.

b. Para demostrar el efecto de una alta RGP sobre la recuperación, calcular las recuperaciones asumiendo una RGP constante e igual a 3300 PCN/BF. Graficar las recuperaciones en porcentaje en función de la presión, en el mismo papel del grafico anterior.

R: 1,88%, 3,64%, 14,93% y 19,18% respectivamente.

c. ¿Cómo es afectada aproximadamente la recuperación en % si se triplica la razón gas-petróleo producida?

d. ¿Es razonable decir que para aumentar la recuperación, pozos con altas razones gas-petróleo deben reacondicionarse o cerrarse?

4. Si el yacimiento A-3 produce un millón de BF con una RGP producida acumulativa de 2700 PCS/BF, haciendo que la presión disminuya de la presión inicial de 4400 Psia a 2800 Psia. ¿Cuál es el petróleo inicial en el yacimiento en BF?

R: 23.396.375,33 BN

5. Las propiedades PVT del fluido del yacimiento volumétrico de petróleo de la arena M se presenta en la figura anexa. Cuando la presión del yacimiento disminuye desde la presión inicial, 2500Lpca, a una presión promedio de 1600 Lpca, la producción correspondiente de petróleo es 26 MMBF. La RGP acumulativa a 1600 Lpca es 954 PCS/BF y la RGP instantánea es 2250 PCS/BF y la Ty = 150ºF. La saturación de agua es insignificante y las condiciones normales son 14,7 Lpca y 60ºF. Determinar:

a. El petróleo inicial en el yacimiento R: 237.266.791,10 BN

b. El gas liberado que permanece en el yacimiento a 1600 Lpca en PCS R: 31.343.024.270,00 PCN

c. La saturación promedia de gas en el yacimiento a 1600 Lpca R: 16,13 %

d. El factor bifásico de petróleo a 1600 Lpca R: 1,5222 (BY/BN)

e. Los barriles de petróleo que se recuperarían a 1600 Lpca si se hubiera reinyectado todo el gas. R: 89.417.856,86 BN

f. Si el gas libre no fluye. ¿Cual será la recuperación por empuje por depleción hasta 2000 Lpca? R: 5,03 %

6. Si el yacimiento del problema anterior es de empuje hidrostático y entran en el yacimiento 25 MM barriles de agua, cuando la presión decrece a 1600 Lpca. ¿Cuál es el petróleo inicial en el yacimiento? Se deben usar los mismos datos de RGP acumulativa actual y se debe asumir que no ocurre producción de agua. R: 129.649.879,90 BN

7. Un yacimiento sub-saturado que produce por encima de la presión de burbujeo, tenia una presión inicial de 5000 Lpca, a esta presión el factor volumétrico del petróleo fue de 1,5 (B/BN). Cuando la presión decreció hasta 4600 Psia, se obtuvo una producción de 100 MBF de petróleo, el factor volumétrico del petróleo fue de 1,52 (BY/BN). La saturación de agua connata fue de 25%, la compresibilidad del agua fue de 3,2*10-

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(Lpca-1), y basado en una porosidad promedio de 16%, la compresibilidad de la roca fue de 4*10-6(Lpca-1). La compresibilidad promedio del petróleo entre 5000 y 4600 Lpca relativa al volumen a 5000 Psia fue de 17*10-6(Lpca-1). Determinar:

a. Evidencias geológicas y la ausencia de producción de agua indican la presencia de un yacimiento volumétrico. Asumiendo esto, calcule el petróleo originalmente en sitio.

R: 10.826.210,83 BN

b. Se desea hacer un inventario del POES a un segundo intervalo de producción. Cuando la presión ha descendido a 4200 Lpca, el factor volumétrico del petróleo es de 1,531 (BY/BN) y se han producido 205 MBF de petróleo. Si la compresibilidad del petróleo fue 17,65*10-6(Lpca-1). Cual sería el petróleo originalmente en sitio.

R: 10.875.086,63 BN

c. A través de un análisis de registros eléctricos y de núcleos, se estimó el POES en 7,5 MMBF. Si esto es correcto, cuantos barriles de agua entraron al yacimiento cuando la presión declina hasta 4600 Psia. R: 46.700,00 BY

8. De una primera evaluación geológica, se obtuvo que el yacimiento UDO-7, del campo zorro tiene un volumen de roca de 125496 acres-pies. La presión del yacimiento se determinó en 4522 Lpca, la temperatura de fondo en 286ºF y la RGP de la prueba inicial es de 715 (PCN/BN). Utilizando los datos PVT de la tabla Nº1 y las propiedades petrofisicas de la tabla Nº2, determine:

a. Petróleo y gas originalmente en sitio

R: 87.426.708,33 BN R: 62.510.096.460,00 PCN

b. Suponiendo que no hay un acuífero activo. ¿Cuál será la producción de petroleo y de gas por agotamiento hasta la presión de burbujeo?

R: 5.143.304,21 BN R: 3.677.462.511,00 PCN

c. Conocidos los tres primeros años de producción del yacimiento (tabla Nº3) que decirse al respecto a la evaluación del POES y la existencia o no de un acuífero.

R: 27.107.823,96 BN Propiedades Petrofisicas Ø =15,3% Sw =13,9% K =192 md µw = 0,21 cps Cw = 3,6*10-6(Lpca-1) Cf =34,1*10-6(Lpca-1) P(Lpca) Bo(Bl/BN) µ(cps)

Pi=4522 1,4670 (flash o instantánea)

1,5221 (Diferencial) 0,53 Pb=3090 1,4690 (flash o instantánea)

1,5182 (Diferencial) 0,46

Fecha P(Lpca) Np(MMBN) Gp(MMMPCN) Wp(MMBN) Bo(BY/BN)

12/54 4100 0,433 0,317 0 1,4676

12/55 3670 0,993 0,710 0 1,4682

9. Los datos PVT del fluido del yacimiento UDO-9 se muestra en la siguiente tabla. La presión burbujeo es de 3280 Lpca. El volumen del yacimiento es de 32925 acres-pies, lo cual incluye la capa de gas. El volumen de la capa de gas es 2825 acres-pies. Si la porosidad es de 25% y la saturación de agua connata 16% determinar:

a. POES (Método volumétrico) R: 35.899.207,91 BN

b. POES (E.B.M) R: 55.338.144,53 BN

Tabla Nº1

P(Lpca) Bo(BY/BN) Bg(BY/PCN) Rs(PCN/BN) NP(MMBN) WP(MMBN) Rp(PCN/BN)

3280 1,366 0,000940 630 0 0 0

3200 1,359 0,000989 616 0,252 0,03 670

3000 1,343 0,001053 580 1,030 0,06 720

2800 1,327 0,001127 542 1,955 0,11 790

2600 1,311 0,001214 505 3,130 0,154 840

10.Los datos de Producción de un yacimiento durante los 10 primeros años de explotación se muestran a continuación, así como las propiedades de los fluidos en el yacimiento. Además el Vbzp es de 225000 acres-pies, Vbzg es de 500000 acres-pies, la porosidad de 15% y la saturación de agua connata es de 20%.

Tabla Nº1

P(Lpca) Np(MMBN) Rp(PCN/BN) Bo(BY/BN) Rs(PCN/BN) Bg(BY/PCN)

3300 0 0 1,2761 510 0,000891 3100 3,295 1050 1,2600 477 0,000943 2900 5,903 1060 1,2466 450 0,000984 2800 8,852 1160 1,2364 425 0,001035 2600 11,503 1235 1,2262 401 0,001097 2500 14,513 1265 1,2160 375 0,001158 2400 17,730 1300 1,2058 352 0,001230 Determinar:

a. El POES y GOES (Libre + disuelto) por E.B.M

R: 125.421.719,54 BN R: 141.995.413.200,00 PCN

b. Cuanto varía porcentualmente, el valor de “m” calculado por E.B.M con respecto al volumétrico. R: 411,58%

c. Considerando que 2/3 del gas producido es reinyectado en el yacimiento. ¿Cuál será el incremento porcentual en la producción de crudo en el ultimo periodo de agotamiento?

R: 11,51%

d. Si todo el gas producido es reinyectado. ¿Cuál será el porcentaje de recuperación a 2400 Lpca? R: 43,34%

e. La saturación de gas a 2500 Lpca R: 11,26%

11. Aplicando la técnica de Havlena y Odeh, para el balance de materiales de un yacimiento con capa de gas conociendo el petróleo originalmente en sitio, determinado por el método volumétrico como N = 115 MMBN de petróleo. Los datos de producción y PVT se muestran en la siguiente tabla. Basado en la información geológica se estimó el tamaño de la capa de gas en m= 0.4, compruebe con los datos de producción si el valor de “m” es el correcto, si no lo es, determine el que corresponde:

R: 0,4987 (El valor de m correcto)

Tabla Nº1

P(Lpca) Np(MMBN) Rp(PCN/BN) Bo(BY/BN) Rs(PCN/BN) Bg(BY/PCN)

3330 0 0 1,2511 510 0,00087 3150 3,295 1050 1,2353 477 0,00092 3000 5,903 1060 1,2222 450 0,00096 2850 8,852 1160 1,2122 425 0,00101 2700 11,503 1235 1,2022 401 0,00107 2550 14,513 1265 1,1922 375 0,00113

12. Encuentre una expresión para la saturación de gas, para un yacimiento sub-saturado cuya presión actual es inferior a la presión de burbujeo.

R:

13. Las propiedades de un yacimiento volumétrico sub-saturado, son las siguientes:

Pi= 4000 Lpca Bo=1,3 BY/BN a 4000 Lpca

Ø= 10% Pb= 3000 Lpca

Bo= 1,32 BY/BN a 3000 Lpca Cw= 3*10-6 (Lpca-1)

µw= 0,21 cps Sw=30%

Cf=5*10-6(Lpca-1)

Determinar:

a. A 4000 Lpca volumen poroso total, volumen de agua y volumen de hidrocarburos. Expresar las repuestas en BF/Acre-pie.

R: 775,8(BY/A-P) ; R: 232,74(BN/A-P); R: 543,06(BN/A-P) b. Repetir la parte a para 3000 Lpca.

R: 771,22(BY/A-P) ; R: 233,44(BN/A-P); R: 537,78(BN/A-P)

c. El petróleo fiscal en el yacimiento a 4000 Lpca y 3000 Lpca. Y calcular la recuperación fraccional a 3000 Lpca.

R: 417,74(BN/A-P) ; R: 407,41(BN/A-P) ; R: 0,0236

d. La compresibilidad promedio del petróleo entre 4000 Lpca y 3000 Lpca, relativa al volumen 4000 Lpca R: 15,38*10-6 (Lpca-1)

14. Las propiedades PVT del fluido de un yacimiento volumétrico de petróleo, medidas a temperatura de yacimiento de 150ºF, se muestran en la siguiente tabla. Cuando la presión inicial del yacimiento, 2500 Lpca, disminuye a una presión promedio de 1700 Lpca, la producción correspondiente de petróleo es de 25 MMBN, la relación gas-petróleo acumulativa es de 2200 PCN/BN. Además la porosidad promedio es de 16% y la saturación de agua connata es 20%.

Tabla Nº1 P(Lpca) Bo(BY/BN) Rs(PCN/BN) Z 2500 1,290 575 0,870 2400 1,292 575 0,858 2300 1,296 575 0,845 2200 1,300 575 0,835 2100 1,285 540 0,827 2000 1,272 510 0,820 1900 1,257 470 0,818 1800 1,243 440 0,816 1700 1,228 415 0,817 1600 1,215 380 0,820 1500 1,200 350 0,825 Determinar:

a. Petróleo inicial en el yacimiento en BN R: 554.085.643,40 BN

b. Gas liberado que permanece en el yacimiento a 1700 Lpca. R: 65.053.309,89 BY

c. Saturación promedio de gas, petróleo y agua en el yacimiento a 1700 Lpca. R: 7,28% ; 72,72% y 20%.

d. Suponiendo que el gas no fluye, ¿Cuál será la recuperación de gas en solución hasta 1700 Lpca. R: 10,25%

e. Si el yacimiento presenta empuje hidráulico y siendo la intrusión de agua de 23 MMBY, cuando la presión inicial disminuye a 1700 Lpca. ¿Cuál será el petróleo inicial en el yacimiento?

R: 422.207.386,20 BN

f. El gas libre en el yacimiento a 2500 Lpca. R:

15. Conocida la historia de producción y PVT del yacimiento AAA, determinar su POES. Suponga que no existe intrusión de agua ni capa inicial de gas. La presión de burbujeo es de 1800 Lpca.

R: 46.831.646,34 BN

Tabla Nº1

P(Lpca) Np(MMBN) Rp(PCN/BN) Bt(BY/BN) Rs(PCN/BN) Bg(BY/PCN)

1800 0 0 1,268 577 0,00097

1482 2,223 634 1,335 491 0,00119

1367 2,981 707 1,372 460 0,00130

16. Un yacimiento que produce por los tres mecanismos básicos de producción tiene la siguiente información: El tamaño de la capa de gas es de 0,25, asumir que no hay agua producida y la relación gas- petróleo en solución a 2300 es de 800 (PCN/BN). Determinar:

a. Cada uno de los índices de empuje y decir en que momento van a predominar cada uno R:

b. Representar los índices en función del tiempo en un mismo grafico. R:

Tabla Nº1

T(Meses) P(Lpca) Bg(BY/PCN) Np(MMBN) Rp(PCN/BN) Bt(PCN/BN) We(BY)

0 2300 0.0005911 0 0 1,3133 0 12 2205 0.0006142 9,07 1630 1,3300 9,32 13 2120 0.0006197 10,84 2607 1,3350 12,68 14 2090 0.0006302 18,24 1280 1,3370 16,37 15 2070 0.0006215 22,34 1180 1,3390 20,23 16 2050 0.0006210 26,08 1130 1,3420 24,15 19 2030 0.0006279 28,65 1110 1,3400 28,22 20 2000 0.0006271 32,03 1070 1,339 34,47

17. De un yacimiento se conoce la siguiente historia de presión y producción:

Tabla Nº1 P(Lpca) Np(BN) Gp(MPCN) Z Bo(BY/BN) Rs(PCN/BN) 1350 0 0 0,8968 1,124 320 1100 13000 4600 0,9011 1,111 238,56 1000 16600 7500 0,9038 1,105 204,20 900 21150 14000 0,9119 1,095 139,11

De un análisis de registros se deduce que el yacimiento no tiene capa de gas, la temperatura del yacimiento es 140ºF

a. Determinar el POES R: 75.262,19 BN

b. Determinar si existe influjo de agua. Explique

18. Un yacimiento contiene inicialmente 4,0 MMBN de petróleo, a su presión de burbujeo de 3150 Lpca, con 600 PCN/BN de gas en solución. Cuando la presión promedio del yacimiento disminuye a 2900 Lpca, el gas en solución es 550 PCN/BN, el Boi fue de 1,34 BY/BN y el Bo a 2900 Lpca es 1,32 BY/BN. Otros datos son: Rp= 600 PCN/BN a 2900 Lpca, Swi= 0,25, Bg= 0,0011 BY/PCN a 2900 Lpca, el yacimiento es volumétrico sin capa inicial de gas.

a. Determinar el volumen de petróleo producido cuando la presión declina a 2900 Lpca R: 101.518,18 BN

b. Calcular la saturación de gas a la presión de 2900 Lpca. R: 3%

SOLUCIÓN A LOS EJERCICIOS PROPUESTOS DE YACIMEINTOS DE PETRÓLEO