Potencigdfalidad Del Reservorio
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SIMULACIN DE RESERVORIOS
SIMULACIN DE RESERVORIOS
POTENCIALIDAD DEL RESERVORIO1. OBJETIVOS.1.1. OBJETIVO GENERAL Por simulacin matemtica determinar el potencial AOF der reservorio.1.2. OBJETIVO ESPECIFICO Calcular las constantes n y c del mtodo de Fetckovick Determinar AOF de cada pozo Determinar n y c promedio Construccin de los planos iso-brico, e iso-AOF2. INFORMACIN
DST SBL-7FECHA :JULIO,92012(OPEN HOLE)
CHOKETIMPOWHPBHPGASOILAPI
INHORASPSIPSIMMPCDBPD
20/646.25278012.2130353.5
24/6413.75242017.7436454.8
28/6413.05220022.1754353.6
32/6412285027.6565853.5
P*4307
DST SBL-8FECHA :JULIO,92012(OPEN HOLE)
CHOKETIMPOWHPBHPGASOILAPI
INHORASPSIPSIMMPCDBPD
24/6415.525001437654.1
28/643.2237217.947553
32/6411.9214124.664953.1
40/6412212532.266852.6
P*4242
DST SBL-9FECHA :JULIO,92012(OPEN HOLE)
CHOKETIMPOWHPBHPGASOILAPI
INHORASPSIPSIMMPCDBPD
24/6424262716.240953.1
32/6412243827.562352.3
40/6412215537.586852
48/6412205542.1110151.3
P*4307
FECHA :JULIO,92012(OPEN HOLE)
POZOP SEPT YHTDENSIDda agua salTpProf.Pozo
PSIFFTgr/cchorasmbnm
DST SBL-7242627600.9254940
DST SBL-8122438701.25204860
DST SBL-9122155551.12104980
CAG5029 FT
DENSIDAD DEL GAS0.98
altura promedio de 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 DatumDatum = Profundidadad de registro mas somero - CAGPara la Presion Hidrostatica
Para la Presion CorregidaPara la AOF Optima AOF optima = AOF*0.254. CLCULOS DEL MTODO ANALTICO.Calculo del Datum, h, P y las correcciones de P* (Psi):DESNIDAD AIRECAP (ft)altura promedio nivel del mar
0.9985020950
correccion de presiones
pozoDENSIDda agua sal gasProf.Pozoaltura promedio del nivel del marcrostrickcrostrick
gr/ccmbnm (m)HT (ft)HT (m)
DST SBL-70.90.9018036149409506018.2879994
DST SBL-81.251.2525050148607021.3359993
DST SBL-91.121.1222444949805516.7639995
tope del pozoprof basedatumhPP*P*coorrPres* corr^2
(m)m(m)m (MMpsi^2)
5871.712001-5890-4258.56805-1631.43195-633.762277343073673.2377213.4926754
5788.664001-5810-1551.43195-838.114493842423403.8855111.5864365
5913.236001-5930-1671.43195-808.921202743073498.078812.2365553
Mtodo cullenderpozotwstwsTtsTtsPpcTpc
CRCR
DST SBL-783.71712642.69081625537749.5747314459.754447
DST SBL-882.88664641.195952741.5391713406.085536
DST SBL-984.13236643.438248744.8425416428.072807
DST SBL-7
CHOKEWHPBHP
INPSIPSI
20/6427803509.0641
24/6424203095.2968
28/6422002833.5578
32/6428503587.9459
DST SBL-8
CHOKEWHPBHP
INPSIPSI
24/6425003318.0504
28/6423723153.1549
32/6421412849.1923
40/6421252827.8356
DST SBL-9
CHOKEWHPBHP
INPSIPSI
24/6426273413.50
32/6424383124.00
40/6421552841.00
48/6420552800.34
Calculo para la grfica de FetckovickDST SBL-7
CHOKEBHP (psi)Qg dato (MMPCD)OIL datoAPIP SepVol equiv.Qg adicionalQgPwf corr (psi)Pres*corr^2-Pwfcorr^2Pres*corr^2
INBPDPsiPC/BblMMPCDMMPCDMMPsia^2MMPsia^2
20/643509.064112.2130353.5120013050.39512.6052875.305.22513.493
24/643095.296817.7436454.813300.48418.2242461.537.434
28/642833.557822.1754353.613150.71422.8842199.808.654
32/643587.945927.6565853.513100.86228.5122954.184.765
QgPres*corr^2-Pwfcorr^2
MMPCDMMPsia^2
12.6054155.225
18.224127.434
22.8840458.654
28.511984.765
AOF leidonC
1601.182088625.9664E-07
DST SBL-8
CHOKEBHP (psi)Qg dato (MMPCD)OIL datoAPIP SepVol equiv.Qg adicionalQgPwf corr (psi)Pres*corr^2-Pwfcorr^2Pres*corr^2
INBPDPsiPC/BblMMPCDMMPCDMMPsia^2MMPsia^2
24/643318.05041437654.111001266.6670.47014.4702479.945.43611.586
28/643153.154917.9475531250.0000.59618.4962315.046.227
32/642849.192324.664953.11254.0000.80525.4052011.087.542
40/642827.835632.266852.61240.0000.00032.2001989.727.627
QgPres*corr^2-Pwfcorr^2
MMPCDMMPsia^2
14.4705.436
18.4966.227
25.4057.542
32.2007.627
AOF leidonC
1401.719 0.000000000100268
DST SBL-9
CHOKEBHP (psi)Qg dato (MMPCD)OIL datoAPIP SepVol equiv.Qg adicionalQgPwf corr (psi)Pres*corr^2-Pwfcorr^2Pres*corr^2
INBPDPsiPC/BblMMPCDMMPCDMMPsia^2MMPsia^2
20/643413.516.240953.111501266.6670.51816.722604.5795.4527245612.237
24/64312427.562352.31233.3330.76828.272315.0796.87696543
28/64284137.5868521225.51.06438.562032.0798.10721103
32/642800.3442.1110151.31216.6671.34043.441991.4198.27080645
QgPres*corr^2-Pwfcorr^2
MMPCDMMPsia^2
16.7185.453
28.2686.877
38.5648.107
43.4408.271
AOF leidonC
842.292 0.000000000000005
5. RESULTADOS. Resultados de las P*corregidas, AOF y AOF optimo mtodo analtico POZOnC (MMpcd/Psi^2)AOF leidoQg(10^5) Qg(10^6)
DST SBL-71.182088625.9664E-071600.4854620497.38318769
DST SBL-81.719288461.00268E-101400.0395915782.07439411
DST SBL-92.291988154.78023E-15840.0013784440.27000844
Qtotal0.52649.7276
qprom3.363717.3816
POZOPres* corrAOF calculadoAOF optimo
(Psi)(MMpcd)(MMpcd)
DST SBL-73673.24160.0040.00
DST SBL-83403.89140.0035.00
DST SBL-93498.0884.0021.00
AOFpromedio128.0032.00
Cprom0.710203543
n prom0.00082669
6. CONCLUSIONES. En la realizacin de la prctica primero se hizo el clculo del datum (768,5m) este es nuestro nivel de referencia para todos los pozos, y que nos ayud a corregir las presiones (P*) de cada pozo. Los objetivos principales es el clculo de los AOF y AOF ptimo tanto analtico como grfico. Por el mtodo analtico no hubo ningn problema en el clculo del AOF (128.00) y AOF optimo (32.00), pare esto antes se utiliz el mtodo de fetckovick se calcul n promedio (0.00082669) y c promedio (0.710203543)
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