fsd

1. SIMULACIÓN DE RESERVORIOS
1ING.PETROLEO
POTENCIALIDAD DEL RESERVORIO
1. OBJETIVOS.
1.1. OBJETIVO GENERAL
 Por simulación matemática determinar el potencial AOF der
reservorio.
1.2. OBJETIVO ESPECIFICO
 Calcular las constantes n y c del método de Fetckovick
 Determinar AOF de cada pozo
 Determinar n y c promedio
 Construcción de los planos iso-bárico, e iso-AOF
2. INFORMACIÓN
DST SBL-7 FECHA :JULIO,92012(OPEN HOLE)
CHOKE TIMPO WHP BHP GAS OIL API
IN HORAS PSI PSI MMPCD BPD
20/64 6.25 2780 12.21 303 53.5
24/64 13.75 2420 17.74 364 54.8
28/64 13.05 2200 22.17 543 53.6
32/64 12 2850 27.65 658 53.5
P* 4307
DST SBL-8 FECHA :JULIO,92012(OPEN HOLE)
CHOKE TIMPO WHP BHP GAS OIL API
IN HORAS PSI PSI MMPCD BPD
24/64 15.5 2500 14 376 54.1
28/64 3.2 2372 17.9 475 53
32/64 11.9 2141 24.6 649 53.1
40/64 12 2125 32.2 668 52.6
P* 4242
DST SBL-9 FECHA :JULIO,92012(OPEN HOLE)
CHOKE TIMPO WHP BHP GAS OIL API
IN HORAS PSI PSI MMPCD BPD
24/64 24 2627 16.2 409 53.1
32/64 12 2438 27.5 623 52.3
40/64 12 2155 37.5 868 52
48/64 12 2055 42.1 1101 51.3
P* 4307

2. SIMULACIÓN DE RESERVORIOS
2ING.PETROLEO
FECHA :JULIO,92012(OPEN HOLE)
POZO P SEP T Y HT DENSIDdaagua sal Tp Prof.Pozo
PSI ºF FT gr/cc horas mbnm
DST SBL-7 24 2627 60 0.9 25 4940
DST SBL-8 12 2438 70 1.25 20 4860
DST SBL-9 12 2155 55 1.12 10 4980
CAG 5029 FT
DENSIDADDEL GAS 0.98
alturapromediode sobre el nivel del mar
(ft) 950
3. HERRAMIENTAS.
Caudal de gas:
Para el calculo de n y C:
Para el calculo de n y C promedio:
Para el Calculo del Datum
Datum = Profundidadad de registro mas somero - CAG
Para la Presion Hidrostatica
∆P = 0.052 ∗ ∆h ∗ 3.28 ∗ SGg ∗ ρH2O
Para la Presion Corregida
P ∗ corregida = P ∗ −∆P
Para la AOF Optima

3. SIMULACIÓN DE RESERVORIOS
3ING.PETROLEO
AOF optima = AOF*0.25
4. CÁLCULOS DEL MÉTODO ANALÍTICO.
Calculo del Datum, ∆h, ∆P y las correcciones de P* (Psi):
tope del pozo prof base datum Δh ΔP P* P*coorr
Pres*
corr^2
(m) m (m) m (MMpsi^2)
5871.712001 -5890
-
4258.56805
-
1631.43195
-
633.7622773 4307 3673.23772 13.4926754
5788.664001 -5810
-
1551.43195
-
838.1144938 4242 3403.88551 11.5864365
5913.236001 -5930
-
1671.43195
-
808.9212027 4307 3498.0788 12.2365553
Método cullender
pozo tws tws Tts Tts Ppc Tpc
ºC ºR ºC ºR
DST SBL-7 83.71712 642.690816
25 537
749.5747314 459.754447
DST SBL-8 82.88664 641.195952 741.5391713 406.085536
DST SBL-9 84.13236 643.438248 744.8425416 428.072807
DST SBL-7
CHOKE WHP BHP
IN PSI PSI
20/64 2780 3509.0641
24/64 2420 3095.2968
28/64 2200 2833.5578
32/64 2850 3587.9459
DESNIDAD
AIRE CAP (ft)
altura
promedio
nivel del mar
0.998 5020 950
correccionde presiones
pozo
DENSIDda
agua sal ɤ gas Prof.Pozo
alturapromediodel
nivel del mar crostrick crostrick
gr/cc mbnm (m) HT (ft) HT (m)
DST SBL-7 0.9 0.90180361 4940
950
60 18.2879994
DST SBL-8 1.25 1.25250501 4860 70 21.3359993
DST SBL-9 1.12 1.12224449 4980 55 16.7639995

4. SIMULACIÓN DE RESERVORIOS
4ING.PETROLEO
DST SBL-8
CHOKE WHP BHP
IN PSI PSI
24/64 2500 3318.0504
28/64 2372 3153.1549
32/64 2141 2849.1923
40/64 2125 2827.8356
DST SBL-9
CHOKE WHP BHP
IN PSI PSI
24/64 2627 3413.50
32/64 2438 3124.00
40/64 2155 2841.00
48/64 2055 2800.34
Calculo para la gráfica de Fetckovick
DSTSBL-7
CHOKE BHP (psi)
Qg dato
(MMPCD)
OIL dato
⁰API P Sep
Vol equiv.
Qg
adicional
Qg
Pwfcorr
(psi)
Pres*corr^2-
Pwfcorr^2
Pres*corr^2
IN BPD Psi PC/Bbl MMPCD MMPCD MMPsia^2 MMPsia^2
20/64 3509.0641 12.21 303 53.5
1200
1305 0.395 12.605 2875.30 5.225
13.493
24/64 3095.2968 17.74 364 54.8 1330 0.484 18.224 2461.53 7.434
28/64 2833.5578 22.17 543 53.6 1315 0.714 22.884 2199.80 8.654
32/64 3587.9459 27.65 658 53.5 1310 0.862 28.512 2954.18 4.765
Qg
Pres*corr^2-
Pwfcorr^2
MMPCD MMPsia^2
12.605415 5.225
18.22412 7.434
22.884045 8.654
28.51198 4.765

5. SIMULACIÓN DE RESERVORIOS
5ING.PETROLEO
AOF leido n C
160 1.18208862 5.9664E-07
DST
SBL-8
CHOKE BHP (psi) Qg dato (MMPCD)
OIL dato
⁰API
P Sep Vol equiv.
Qg
adicional
Qg
Pwfcorr
(psi)
Pres*corr^2-
Pwfcorr^2
Pres*corr^2
IN BPD Psi PC/Bbl MMPCD MMPCD MMPsia^2 MMPsia^2
24/64 3318.0504 14 376 54.1
1100
1266.667 0.470 14.470 2479.94 5.436
11.586
28/64 3153.1549 17.9 475 53 1250.000 0.596 18.496 2315.04 6.227
32/64 2849.1923 24.6 649 53.1 1254.000 0.805 25.405 2011.08 7.542
40/64 2827.8356 32.2 668 52.6 1240.000 0.000 32.200 1989.72 7.627
1
10
100
1 10 100 1000
ΔP^2(MMpsi^2)
Qg (MMPCD)
DST SBL-7
Qg
Pres*corr^2-
Pwfcorr^2
MMPCD MMPsia^2
14.470 5.436
18.496 6.227
25.405 7.542
32.200 7.627

6. SIMULACIÓN DE RESERVORIOS
6ING.PETROLEO
AOFleido n C
140 1.719 0.000000000100268
DST
SBL-9
CHOKE BHP (psi)
Qg dato
(MMPCD)
OIL dato
⁰API
P Sep Vol equiv.
Qg
adicional
Qg Pwfcorr (psi)
Pres*corr^2-
Pwfcorr^2
Pres*corr^2
IN BPD Psi PC/Bbl MMPCD MMPCD MMPsia^2 MMPsia^2
20/64 3413.5 16.2 409 53.1
1150
1266.667 0.518 16.72 2604.579 5.45272456
12.237
24/64 3124 27.5 623 52.3 1233.333 0.768 28.27 2315.079 6.87696543
28/64 2841 37.5 868 52 1225.5 1.064 38.56 2032.079 8.10721103
32/64 2800.34 42.1 1101 51.3 1216.667 1.340 43.44 1991.419 8.27080645
1
10
100
1 10 100 1000
ΔP^2(MMpsi^2)
Qg (MMPCD)
DST SBL-8
Qg
Pres*corr^2-
Pwfcorr^2
MMPCD MMPsia^2
16.718 5.453
28.268 6.877
38.564 8.107
43.440 8.271

7. SIMULACIÓN DE RESERVORIOS
7ING.PETROLEO
5. RESULTADOS.
 Resultados de las P*corregidas, AOF y AOF optimo método analítico
1
10
100
1 10 100 1000
ΔP^2(MMpsi^2)
Qg (MMPCD)
DST SBL-7
AOFleido n C
84 2.292 0.000000000000005
POZO n C (MMpcd/Psi^2) AOF leido Qg(10^5) Qg(10^6)
DST SBL-7 1.18208862 5.9664E-07 160 0.485462049 7.38318769
DST SBL-8 1.71928846 1.00268E-10 140 0.039591578 2.07439411
DST SBL-9 2.29198815 4.78023E-15 84 0.001378444 0.27000844
Qtotal 0.5264 9.7276
qprom 3.3637 17.3816
POZO Pres* corr AOF calculado
AOF
optimo
(Psi) (MMpcd) (MMpcd)
DST SBL-7 3673.24 160.00 40.00
DST SBL-8 3403.89 140.00 35.00
DST SBL-9 3498.08 84.00 21.00
AOFpromedio 128.00 32.00
Cprom 0.710203543
n prom 0.00082669

8. SIMULACIÓN DE RESERVORIOS
8ING.PETROLEO
6. CONCLUSIONES.
 En la realización de la práctica primero se hizo el cálculo del datum
(768,5m) este es nuestro nivel de referencia para todos los pozos, y que
nos ayudó a corregir las presiones (P*) de cada pozo.
 Los objetivos principales es el cálculo de los AOF y AOF óptimo tanto
analítico como gráfico. Por el método analítico no hubo ningún problema en
el cálculo del AOF (128.00) y AOF optimo (32.00), pare esto antes se utilizó
el método de fetckovick se calculó n promedio (0.00082669) y c promedio
(0.710203543)