1.1 a) A partir de la lista de elementos de la 1.4, determinar lo pesos moleculares de los seis primeros compuestos de la serie de hidrocarburos parafínicos: metano, CH4; etano, C2H6; propano, C3H8; butano, C4H10; pentano, C5H12; y hexano, C6H14. b) ¿Cuál es el peso molecular de acetileno cuya fórmula es C2H2? a) CH4 metano 12.010 *1 1.008* 4 16.042 C2H6 etano 12.010 * 2 1.008* 6 30.068 C3H8 propano 12.010 * 3 1.008* 8 44.094 C4H10 butano 12.010 * 4 1.008*10 58.12 C5H12 pentano 12.010 * 5 1.008*12 72.146 C6H14 hexano 12.010 * 6 1.008*14 86.172 b) C2H2 acetileno 12.010 * 2 1.008* 2 26.036
1.2 Los siguientes datos experimentales se obtuvieron en la determinación de la constante del gas. Un recipiente de vidrio evacuado – existe vacío en su interior- pesó 50,000 g. Cuando se llena con nitrogeno puro a 14.4 lpca y 60 ºF, pesa 51,160 g, y cuando se llena con agua destilada a 60ºF pesa 1050,000 g. Determinar la constante de gas a partir de estos datos. 14.4lpca,60º F R
P.V T
V
387.29 ft 3
14.4 * 387.29 60 460
10.73
R=10.73
1.3 Calcular el volumen que un mol-libra de gas ideal ocupará: a) 14.7lpca y 60 ºF; b) 14.7 lpca y 32 ºF; c) 14.7 más 10 oz y 80 ºF, y d) 15.025 lpca y 60 ºF. a) PV
V
nRT nRT P
1 *10.73 * 60 460 14.7
379.5
nRT P
1 *10.73 * 32 460 14.7
359.1
R = 379.5 ft3
b) V
R = 359.1 ft3
c) 16oz 1lb V
nRT P
1lb 0.625lb 16oz 1 *10.73 * 80 460 378 (14.7 0.625) 10oz *
R = 378 ft3 d)
V
nRT P
1 *10.73 * 60 460 15.025
371.3 R = 371.3 ft3
1.4 Un tanque de 1000 ft3 contienen aire a 25 lpca y 140 ºF. Calcular y presentar en forma tabular para comparación, el peso molecular, gravedad específica, moles libras en el tanque, libras en el tanque, moléculas en el tanque, PCS a 14.7 lpca y 60 ºF, PCS a 14.7 lpca y 32 ºF, PCS a 14.7 lpca + 10 oz y 80ºF, y PCS a 15.025 lpca y 60 ºF, de los siguientes compuestos: aire, dióxido de carbono, metano y propano.
Temperatura ºF Presión lpca V2 ft
3
Elemento Peso molecular lb-mol Gravedad especifica Moles- libras Libras Moléculas
60 14,7 1473,92 Aire 28,97 1 3,88 112,48 1,061E+27
32 14,7 1394,56 CO2 44 1,52 3,88 170,83 1,061E+27
80 15,325 1468,19 Metano 16 0,55 3,88 62,12 1,061E+27
60 15,025 1442,04 Propano 44 1,52 3,88 170,83 1,061E+27
1.5
a) Definir cuatro formas en que puede especificarse una cantidad de un gas puro. Libras, moléculas, moles, pies cúbicos
b) ¿Cuáles son las tres formas en que un mol de gas puro puede definirse? 1 mol de gas, 379.3 ft3, 1.027*1026 moléculas.
1.6 Un tanque de 500ft3 contiene 10 lb de metano y 20 lb de etano a 90 ºF. a) ¿Cuántos moles hay en el tanque?
1mol 0.625 16lb 1mol 20lbC2 H 6 * 0.667 30lb nCH 4 nC2 H 6 0.625 0.667 1.292
10lbCH 4 *
R = 1.292 moles
b) ¿Cuál es la presión en el tanque lpca? ¿lpcr? PV
nRT 1.292 *10.732 * (90 460) P 15.25lpca 500 15.25 14.7 0.55lpcr
R = 15.25 lpca R = 0.55 lpcr c)
¿Cuál es el peso molecular de la mezcla?
0.625 0.484 *16 7.744 M 1 1 1.292 C 2 H 6 0.667 0.516 * 30 15.48 M 2 2 1.292 M 1 M 2 7.744 15.48 Mmezcla 23.22 CH 4
R = 23.22 lb-mol d)
GE
¿Cuál es la gravedad específica de la mezcla?
mezcla aire
23.22 28.97
0.8 R = 0.8
1.7 Calcular el peso molecular del aire si contiene 78.06% nitrógeno, 21% oxígeno y 0.94% argón; por volumen. Sugerencia: Calcúlese en base de un mol de aire. Obsérvese que en los gases el porcentaje molar y el porcentaje por volumen son los mismos. 1
0.7806* 28
2
0.21* 32
3
0.0094* 39.948 0.3755
1
2
3
21.8568 6.72
21.8568 6.72 0.3755 28.96 R = 28.96 lb-mol
1.8 Determinar el peso molecular y gravedad específica de un gas compuesto por tres volúmenes iguales de metano, etano y propano. 1
0.333 * 16 5.333
2
0.333 * 30 10
3
0.333 * 44 14.667
1
GE
2
3
30 28.97
5.333 10 14.667 30 1.036 R = 30 lb-mol R = 1.036
1.9 Un bloque de hielo seco de 10 lb (CO2 solidificado) se coloca en un tanque de 50 ft3 que contiene aire a condiciones atmosféricas de 14.7 lpca y 75 ºF. ¿Cuál será la presión final del tanque cerrado cuando todo el hielo seco se ha evaporado y el gas enfriado a 45 ºF?
1mol 0.227mol 44lb 14.7 * 50 0.13 10.732 * (75 460) 0.227 0.13 0.357
10lbCO2 * n nT P
0.357 * 10.732 * (45 460) 50
38.69lpca R = 38.69 lpca
1.10 Un aparato soldador de un equipo de perforación consume acetileno (C2H2) obtenido en cilindros de acero de 20 lb de gas, cuyo costo es $4.50 sin incluir el cilindro. Si un soldador usa 200 ft3 por día medidos en base a una presión manométrica de 16 oz y temperatura de 85 ºF, ¿Cuál es el costo diario de acetileno? ¿Cuál es el costo por MPC a 14.7 lpca y 60 ºF?
1mol 0.769 26lb 15.7 * 200 n 10.732* 85 460 $4.50 0.54 * $3.15 0.769 20lb *
14.7 *1000 10.732 * (60 460) $4.50 2.63 * $15.41 0.769 n
0.54
2.63
R = $3.15 costo diario R = $15.41 por MPC
1.11 a) Un tanque de almacenamiento de 55000 bl tiene un diámetro p y un altura de 35 p. Cuando se colocan bombas de succión de 20000 bl por día de capacidad, el nivel de petróleo en el tanque está a 25 ft del fondo. El respirador y válvulas de seguridad se has obstruido de manera que comienza a formarse vacío en el tanque. Si el techo del tanque soporta ¾ oz por pl2 ¿Cuánto tiempo transcurrirá antes de que se desplome? Presión barométrica: 29 pl de Hg. Ignórese el hecho de que el techo tenga forma cónica, y la posibilidad de que contenga goteras o escapes. Sugerencia: Calcúlese el volumen inicial del aire en el tanque y el volumen a la presión de colapso. La diferencia entre dos volúmenes se emplea para calcular el tiempo de colapso. Debido a que los valores que entran en los cálculos son grandes y similares entre sí, las operaciones con regla de cálculo pueden dar una diferencia errónea. Volaire
D2h 4
V
* (110) 2 * (35 25) 4
95033.18 ft 3 *
1bl 5.61458 ft 3
16926.14bl
Volcondensado 29.1 p lg Hg *
2.54cmHg 1mHg 1000mmHg 14.7lpca * * * 1 plHg 1000cmHg 1mHg 760mmHg
14.3lpca
3oz 1lb * 0.047 14.3 14.347 2 4 p lg 16oz 16926.14 * 14.3 V 16870.69 14.347 VT 16926.14 16870.69 55.45bl 55.45bl bl 1día 20000 * día 1440 min
t
3.9 min R = 3.9 min
b) Calcular la fuerza total sobre el techo al tiempo del colapso.
P
F A
F
P* A
F
14.347 *
4
110 ft *
12 pl 1 ft
19633550
R = 19633550 lbf c) Si el tanque hubiese contenido más petróleo, ¿en qué forma sería afectado el tiempo de colapso? Explicar. Si existiera mayor cantidad de petróleo el tiempo de colapso sería menor.
1.12 ¿Cuál es el peso molecular de un gas que contiene 50% de C 1, 30% de C2, y 20% de C3? Porcentaje por peso. Sugerencia: Calcúlese en base de un mezcla de 100 lb 50lb 3.125 C1 0.5 * 100lb 50lb n 0.682 1 4.585 16lb 30lb 1 C 2 0.3 * 100lb 30lb n 0.218 2 4.585 30lb 20lb 0.46 C 3 0.2 * 100lb 20lb n 0.1 3 4.585 44lb 0.682 * 16 10.912 1 2
0.218 * 30
3
0.1 * 44
1
2
6.54
4 .4 3
10.912 6.54 4.4
21.8
R = 21.8 lb-mol
1.13 ¿Qué volumen ocupará 100 lb de un gas cuya gravedad específica es 0.75 a los 100 ºF y 100 lpca? gas 28.97 * 0.75 21.7275 100 * 10.723* (100 460) 21 . 7275 V 276.3 ft 3 100 R = 276.3 ft3
1.14 Un tanque de 10 ft3 contiene etano a 25 lpca y un balón de 2 ft en diámetro lleno con metano a 35 lpca. Despreciando el volumen del caucho y asumiendo condiciones isotérmicas, ¿cuál es la presión final en el tanque si se revienta el balón?
25 * 10 4 * * (13 ) 13.54 3 nCH 4 10.732 * T T 35 * 4 * * (13 ) 13.66 3 nC2 H 6 10.732 * T T 13.54 13.66 27.2 nCH 4 nC2 H 6 T T T 27.2 * 10.732 * T T P 29.19 10 R = 29.19 lpca
1.15 a) ¿Qué porcentaje por peso de metano tiene un gas cuya gravedad específica es 0.65 y está compuesto solo de metano y etano? ¿Cuál es el porcentaje por volumen?
gas 28.97 1 * Mmet
GE
1
2 1
1
1
* Mmet
Mgas 2 2
1
28.97 * 0.65 18.8305
* Meta 1 1
Mmezcla Meta Mmet Meta
Mmezcla 1
* Meta 1
Mmezcla 18.8305 30 16 30
0.797 79.7%
R = 79.7% volumen R = 67.8 % peso b) Explicar por qué el porcentaje por volumen es mayor que el porcentaje por peso El porcentaje por volumen es mayor ya que se toma en cuenta la relación de moles.
1.16 Un tanque de 1500 ft3 contiene metano a 30 lpca y 80 ºF y se le agregan: 1.80 moles de etano a 14.4 lpca y 60 ºF; 25 lb de butano a 75 ºF; 4.65*1025 moléculas de propano a 30 ºF; y 500 PCS (14.7 lpca y 60 ºF) de nitrógeno. Si la temperatura final de la mezcla es 60 ºF, ¿cuál será la presión final del tanque?
30 * 1500 7.76 10.732 * (80 460) 1mol 4.65 10 26 * 1.701 2.733 10 26 14.7 * 500 n 1.317 10.732 * 60 460 25 n 0.431 58 nT 7.76 1.8 1.701 1.317 0.431 13.009 n
P
13.009 * 10.732 * (60 460) 1500
48.4 R = 48.4 lpca
b) ¿cuál es el significado de las temperaturas dadas en parte a), con los moles de etano, las libras de butano, y los moles de propano? Explicar. Mientras la temperatura aumenta el gas se expande por lo tanto va a existir mayor cantidad de moles.
1.17 Un tanque de 50 ft3 contiene gas a 50 lpca y 50 ºF. Se conecta a otro tanque que contiene gas a 25 lpca y 50 ºF. Cuando se abre la comunicación, la presión se estabiliza a 25 lpca a 50 ºF. ¿Cuál es el volumen del segundo tanque?
Pm * Vm V2
P2 * V2
37.5 * 50 25
75 R = 75 lpca
1.18 ¿Cuál es el peso de una molécula de pentano?
1molecula *
72 2.733 1026
26.3 10
26
R = 26.3 *10-26
1.19 Se obtuvo gas a 5.5 centavos por MPC a las condiciones de contrato de 14.4 lpca y 80 ºF. ¿Cuál es el precio equivalente a una temperatura de 60 ºF y presión de 15.025 lpca?
1000 *14.4 2.484 10.732 * 80 460 1000 *15.025 n 2.692 10.732 * (60 460) 5.5centavos 2.692 * 5.96centavos 2.484 n
R = $5.96
1.20 ¿Cuál es el peso aproximado, en toneladas, de un MM PC de gas natural? 1000000* GE
1mol 379.41
28.97
;
2635.67 m n
m
0.65 * 28.97 * 2635.67
49630lb
25ton
R = 25 ton
1.21 Un cilindro esta provisto de u pistón sin escapes y calibrado en tal forma que el volumen dentro del cilindro puede leerse en una escala sea cual fuere la posición del pistón. El cilindro se sumerge en un baño de temperatura constante, mantenida a 160 ºF, 3 temperatura del yacimiento de gas Sabine. El cilindro se llena con 45000 cm de gas medidos a 14.7 lpca y 60 ºF. El volumen se reduce en los pasos indicados abajo, y una vez alcanzada la temperatura de equilibrio, las presiones correspondientes se leen con un medidor de pesos muertos.
V, cm3 p, lpca
2529 300
964 750
453 1500
265 2500
180 4000
156.5 5000
142.2 6000
a) Calcular y presentar en forma tabular los volúmenes ideales de 45000 cm3 a 160 ºF y los factores de desviación del gas a cada presión. 1.5879* 14.7 n 0.004183 10.732 * (60 460) Vr z Vi V, ft3 z
0,0928 0,0371 0,0186 0,0111 0,0070 0,0056 0,0046 1,24 0,917 0,861 0,84 0,913 0,992 1,082
b) Calcular el factor volumétrico del gas a cada presión, en ft3 de espacio del yacimiento por PCN de gas y también en PCN por ft3 de espacio en el yacimiento.
g
0.0282692
B
35.37
zT ft 3 P PCS
zT PCS P ft 3
Bg (ft3/PCS) Bg (PCS/ft3)
0,072 0,021 0,01 0,006 0,004 0,003 0,003 13,81 46,68 99,34 169,8 250 287,6 316,5
c) Dibujar en un mismo papel factor de desviación y los factores volumétricos del gas calculados en b) como función de presión. 350 300
z y Bg
250 z
200
Bg (ft3/PCS) 150
Bg (PCS/ft3)
100 50 0 300
750
1500
2500
4000
5000
6000
PRESION
d) Expresar el factor volumétrico del gas a 2500 lpca y 160 ºF en ft 3/PCS; PCS/ft3; bl/PCS; y PCS/bl. 0,006 169,8 0,001 952,5
(ft3/PCS) (PCS/ft3)
(bl/PCS) (PCS/bl)
1.22
Si la gravedad del gas Sabine es 0.65, calcular los factores de desviación desde cero hasta 6000 lpca a 160ºF, en incrementos de 1000 lb, usando la correlación de gravedad específica de gases de la figura 1.2. PRESION
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
ppr
0
1,36
2,72
4,081
5,44
6,8
8,16
tpr
2,89
2,89
2,89
2,89
2,89
2,89
2,89
z
1
0,91
0,86
0,84
0,87
0,96
1,13
b) Usando las presiones y temperaturas críticas de la tabla 1.5, calcular y dibujar los factores de desviación del gas del yacimiento Sabine a diferentes presiones y 160 ºF. El análisis del gas es el siguiente. Compuesto
Fracción molar
Peso molec
Pc
Tc
Psr
Tsr
C1
0,875
16,04
673,1
343,2
14,0350
589
300,3
C2
0,083
30,04
708,3
549,9
2,4933
58,79
45,64
C3
0,021
44,09
617,4
666
0,9259
12,97
13,99
iC4
0,006
58,12
529,1
734,6
0,3487
3,175
4,408
nC4
0,008
58,12
550,1
765,7
0,4650
4,401
6,126
iC5
0,003
72,15
483,5
829,6
0,2165
1,451
2,489
nC5
0,002
72,115
489,8
846,2
0,1442
0,98
1,692
C6
0,001
86,17
440,1
914,2
0,0862
0,44
0,914
C7
0,001
114,2
258,2
363,2
0,1142
0,258
0,363
671,4
375,9
Presión
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
Pr
0
1,489
2,9781
4,467
5,956
7,445
8,934
Tr
1,647
1,647
1,6466
1,647
1,647
1,65
1,647
z
1
0,9
0,83
0,83
0,89
0,97
1,06
Usar el peso molecular y la presión y temperaturas críticas del octano para los heptanos y compuestos más pesados. Dibujar los datos del problema 21 a) y problema 22 a) en un mismo papel para comparación. Z Vs presión 1,2 1,1 z ej 21 z ej 22
Z
1 0,9 0,8 0,7 0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
Presión
c) ¿Por debajo de qué presión a 160 ºF puede usarse la ley de los gases perfectos para el gas del campo Sabine con el fin de mantener errores dentro de 2%? P
T
Z
Error%
160
620
0,9986
0
170
620
0,9985
0,01001
180
620
0,9985
0,01001
190
620
0,9984
0,02003
Para mantener un error dentro del 0.02% debe estar debajo de una presión de 180 lpca.
d) ¿Contendrá el yacimiento más PCS de un gas real que de un gas ideal a condiciones similares? Explicar No, un yacimiento de gas real va a contener más PCS porque es menos compresible.
1.23 El volumen de una celda -recipiente de prueba- de alta presión es 0.330 ft3 y contiene gas a 2500 lpca y 130 ºF, y a estas condiciones su factor de desviación es 0.75. Cuando se extraen 43.6 PCS de la celda medidos a 14.7 lpca y 60 ºF, por medio de un medidor de prueba de agua, la presión cae a 1000 lpca, y la temperatura permanece en 130 ºF. ¿Cuál es el factor de desviación del gas a 1000 lpca y 130 ºF? n n nT z
0.330 * 2500 0.1737 0.75 * 10.732 * (130 460) 43.6 *14.7 0.1148 10.732 * (60 460) 0.1737 0.1148 0.0.0589 1000 * 0.330 0.0589 *10.732 * 130 460
0.885
R = 0.885
1.24
a) Calcular el volumen total de la capa de gas de un yacimiento de 940 acres de extensión superficial es decir, el área encerrada por la línea de nivel de espesor cero. Las áreas encerradas por las líneas isopacas 4, 8, 12, 16, 20 pies son 752, 526, 316, 142 y 57 acres, respectivamente. El espesor máximo dentro de la línea isopaca de 20 pies es 23 pies. Área produc Ao A1 A2 A3 A4 A5 A6
Área 940 752 526 316 142 57 0
razón 0,80 0,70 0,60 0,45 0,40 0
Espesor Ecuación ΔV 4 4 4 4 4 3
trap trap trap pir pir pir
3384 2556 1684 893,11 385,29 57,00 8959
a) Demostrar cuando la razón de las áreas encerradas por dos curvas de nivel sucesivas es 0.50 e error introducido empleando la fórmula trapezoidal es 2 por ciento mayor que empleando la fórmula piramidal. Area produc Ao A1 A2 A3 A4 A5 A6
Área 940 470 235 118 58,8 29,4 14,7
razon 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50 0,5
Espesor Δvtrap ΔV pir 4 4 4 4 4 3
2820 1410 705 352,5 176,3 66,09 5530
2766,24 1383,12 691,56 345,78 172,89 64,83 5424,42
5530 5424.42 1.92% 5530 b) ¿Qué error se introduce si se usa la fórmula trapezoidal en lugar de la piramidal cuando la relación de las áreas de 0.333? E%
Area produc Ao A1 A2 A3 A4 A5 A6
E%
Área 940 313 104 34,7 11,6 3,85 1,28
3749 3581.78 *100 4.5% 3749
razon 0,33 0,33 0,33 0,33 0,33 0,33
Espesor Δvtrap ΔV pir 4 4 4 4 4 3
2506 834,5 277,9 92,54 30,82 7,696 3749
2393,94 797,18 265,46 88,40 29,44 7,35 3581,78
1.25 Un yacimiento volumétrico de gas tiene una presión inicial de 4200 lpca, porosidad 17.2% y saturación de agua connata 23%. El factor volumétrico del gas a 4200 lpca es 293 PCS/ft3 y a 750 lpca es 54 PCS/ft3 a) Calcular en base unitaria el gas inicial en el yacimiento en PCN
Gi
43560* * (1 Sw) * gi
Gi
43560* 0.172 * (1 0.23) * 293 1.69 106 PCS R = 1.69 MM PCS b) Calcular en base unitaria la reserva inicial de gas en PCS asumiendo como presión de abandono lpca.
Gi Ga Gi Ga
43560* * (1 Sw) * ( gi ga) 43560* 0.172 * (1 0.23) * (293 54) 1.37MMPCS R = 1.37 MMM PCS
c) Explicar porque la reserva inicial calculada depende de la presión de abandono escogida. Porque dependiendo del valor de la presión de abandono tendremos una mayor o menor recuperación. d) Calcular la reserva inicial de una unidad de 640 acres si el promedio del espesor neto productivo es 34 ft, asumiendo una presión de abandono de 750 lpca.
Re sInicial 1.37 106 * 640* 34 2.98 1010 PCS R = 29.8 MMM PCS e) Calcular el factor de recuperación en base a una presión de abandono de 750 lpca. gi ga FR *100 gi 293 54 FR * 100 81.5% 293 R = 81.5%
1.26 El pozo de descubrimiento número 1 y los números 2 y 4 producen gas de un yacimiento del campo Echo Lake, cuya profundidad es de 7500 ft. Los pozos números 3 y 7 del yacimiento, a 7500 ft, resultaron secos; sin embargo, por medio de sus registros eléctricos y los del pozo número 1 se estableció la falla que sella el lado noreste del yacimiento. Los registros de los pozos números 1, 2, 4, 5 y 6 se emplearon para construir el mapa, con el fin de localizar el contacto gas-agua y para determinar el promedio del espesor neto de la formación productora. Las presiones estáticas en la cabeza de los pozos productores prácticamente no disminuyeron durante los 18 meses anteriores a la perforación del pozo número 6, y promediaron cerca de 3400 lpca. Los siguientes datos se obtuvieron de registros eléctricos, análisis de núcleos, etc. Profundidad promedia de los pozos= 7500ft Presión promedia estática en la cabeza de los pozos= 3400 lpca Temperatura del yacimiento= 175 ºF Gravedad específica= 0.700 Porosidad promedia= 27% Saturación promedia de agua connata= 22% Condiciones normales= 14.7 lpca y 60 ºF Volumen total de roca yacimiento productiva al tiempo que se perforó e pozo número 6= 22500 ac-p a)
Calcular la presión del yacimiento a partir de la Ec (11.12). Pwh D P 0.25 * * 100 100 3400 7500 * 637.5 100 100 P1 P2 637.5 3400 4037.5lpca
P
0.25 *
P
P2
R = 4037.5 lpca b) Estimar el factor de desviación del gas y el factor volumétrico del gas en PCN por ft3 de yacimiento z 0.9
g
35.37 *
4037.5 0.9 * 635
249.8
R = 0.9; 249.8 c) Calcular la reserva al tiempo que el pozo número 6 se perforó asumiendo una saturación residual de gas de 30% Sgr 30% Re sin icial
43560* Vb * * 1 Sw Sgr * gi
43560* 22500* 0.27 * 1 0.22 0.3 * 250 3.17 1010 PCS R = 31.7 MMM PCS d) Discutir de la localización del pozo número 1 con respecto a recuperación total del gas. Re sin icial
El pozo número 1 va a tener mayor producción ya que está perforado en la parte más alta y va a tener mayor presión para salir.
La arena “M” forma un pequeño yacimiento de gas con una presión inicial de fondo de 3200 lpca y temperatura de 220 ºF. Se desea hacer un inventario del gas en el yacimiento e intervalos de producción de tres meses. Los datos de presión y producción y los factores volumétricos del gas en ft3 del yacimiento por PCN (14.7 lpca y 60 ºF) son los siguientes. Presión 3200 2925 2525 2125
Producción 0 79 221 452
Factor Vol 0,0052622 0,0057004 0,0065311 0,007736
a) Asumiendo comportamiento volumétrico, calcular el gas inicial en el yacimiento a partir de los datos de producción al final de cada uno de los intervalos de producción
G
Presión 3200 2925 2525 2125
Gp * gf gf gi
0 1028 1137 1413
b) Explicar por qué los cálculos de la parte a) indican la presencia de un empuje hidrostático. Nos indica que hay un empuje hidrostático ya que mientras aumenta la producción disminuye la presión. c) A partir del gráfico entre producción cumulativa contra p/z, demostrar que existe un empuje hidrostático. z/P Vs Produccion
z/P
1.27
4000,000 3500,000 3000,000 2500,000 2000,000 1500,000 1000,000 500,000 0,000 0
79
221
452
Producción
d) Basados en datos de registros eléctricos y de los núcleos, los cálculos volumétricos de la arena “M” muestran que el volumen inicial de gas en el yacimiento es 1018 MMPCS. Si la arena está sometida a un empuje hidrostático parcial, ¿Cuál es el volumen de agua intruida al final de cada una de las etapas? No existe considerable producción de agua. G 1018MMPCS We Gp gf
G gf
gi
Presión 3200 2925 2525 2125
We 756 27007 174251
1.28 Cuando se inicio la producción del campo de gas Sabine, la presión del yacimiento era 1700 lpca y la temperatura 160 ºF. Después de producir 5 MMM PCS (14.7 lpca más 4 oz y 80ºF), la presión había caído a 1550 lpca. Si se asume el yacimiento bajo control volumétrico y usando los factores de desviación del problema 21, calcúlese lo siguiente a) El volumen poroso del yacimiento disponible para hidrocarburos. PiViTsc PfViTsc Gp ziTPsc zfTPsc 1700Vi * (80 460) 1550Vi * (80 460) 5 109 0.874 * 520 *14.95 0.88 * 520 *14.95 6 3 Vi 391 10 ft R = 391 *106 ft3 b) El gas inicial en el yacimiento, en libras, si su gravedad específica e 0.65. PiViTsc Gi ziTPsc 1700* 391 106 * 520 1mol 18.8305 Gi 43.4 109 ft 3 * * 2.15MMMlb 3 0.874 * (160 460) 1mol 379.41 ft R = 2.15 MMM lb c) El gas inicial en el yacimiento en PCS (14.7 lpca y 60 ºF) Gi 43.4MMMPCS R = 43.4 MMM PCS d) La producción de gas en PCS cuando la presión cae a 1550, 1400, 1100, 500 y 200 lpca. Representar gráficamente la recuperación acumulada como función de p/z. 1550 1400 1100 500 200
0,88 0,89 0,91 0,95 0,98
4,5E+11 9,2E+11 1,8E+12 3,5E+12 4,3E+12
3,4E-09 1,5E-09 6,0E-10 1,4E-10 4,6E-11
P/z
Producción Vs P/Z 4,0E-09 3,5E-09 3,0E-09 2,5E-09 2,0E-09 1,5E-09 1,0E-09 5,0E-10 0,0E+00 4,5E+11
9,2E+11
1,8E+12
3,5E+12
4,3E+12
Producción
e) A partir del gráfico en d), calcular cuánto gas puede descargarse sin usar compresores en un gasoducto de 750 lpca. G 26.6 109 R = 26.6 MMM PCS f) Cuál es la caída de presión aproximada por MMM PCS producido? Según el gráfico tiene una caída de presión de 32 lpca
1.29
Si durante la producción de 5 MMM PCS de gas en el problema anterios, se intruye 4 MMM bl de agua en el yacimiento y todavía la presión cae a 1550 lpca, ¿cuál es el gas inicial en el yacimiento? Gp * gf 5 109 * G
G ( gf 1 100.48
gi) We G
1 1 100.48 110.96
22.46 106
29.09 109 ft 3
R = 29.09 MMM PCS
1.30 a) El volumen total de la capa de gas del campo de petróleo St. John es de 17000 ac-ft cuando la presión del yacimiento a disminuido a 634 lpcr. El análisis de núcleos muestra una porosidad promedia de 18%, y una saturación promedia de agua intersticial de 24%. Se desea aumentar la recuperación de petróleo restableciendo la presión de la capa de gas a 1100 lpcr. Asumiendo que no se disuelve gas adicional en el petróleo en esta operación, ¿cuál será el volumen requerido en PCS? Los factores de desviación, tanto para el gas del yacimiento como para el gas inyectado son 0.86 a 634 lpcr y0.78 a 1100 lpcr, ambos a 130 ºF,
Greq
43560* Vb * * (1 Sw)( gi
g)
Greq
43560*17000* 0.18 * (1 0.24) * (85.67 36.65)
4.2 109 R = 4.2 MMM PCS
b) Si el factor de desviación del gas inyectado es 0.94 a 634 lpcr y 0.88 a 1100 lpcr, y los factores de desviación del gas del yacimiento son los mismos de (a), calcúlese de nuevo el gas requerido.
Greq
43560* Vb * * (1 Sw)( gi
g)
Greq
43560*17000* 0.18 * (1 0.24) * (75.93 41.37)
3.5 109 R = 3.5 MMM PCS
c) ¿Es válida la suposición de que no se disuelve gas adicional en el petróleo del yacimiento? Si porque puede ser un yacimiento subsaturado y ya no puede disolver más d) Considerando la posibilidad que entre gas en solución y que ocurra producción de petróleo durante la operación de inyección, ¿es el valor calculado en (a) máximo o mínimo? Va a ser el valor máximo e) Explicar por qué los factores de desviación del gas son mayores para el gas inyectado en parte (b) que para el gas del yacimiento. Por que al momento de inyectar va a existir menor compresión por lo tanto los factores de desviación son mayores
1.31 a) Un pozo perfora en una capa de gas con el fin de usarlo en operaciones de reciclo, pero resulta en un bloque aislado de la falla. Después de inyectar 50 MM PCS, la presión aumenta de 2500 lpca a 3500 lpca; la temperatura de fondo es 160 ºF, ¿Cuál es el volumen de gas, en ft3, almacenado en el bloque de la falla?
Gp Vi ( gi
gf ) 6
Vi
b)
50 10 1.15 106 221.85 178.28
R = 1.15 MM ft3
Si la porosidad promedia es 16%, la saturación promedia de agua connata, 24%, y el espesor medio de la formación productora, 12 ft ¿Cuál es la extensión superficial del bloque de la falla?
A
Vi 43560* h * * (1 Sw)
A
1.15 106 43560*12 * 0.16 * (1 0.24)
18acres R = 18 acres
1.32
El volumen inicial de gas en el yacimiento de la arena “P” del campo Holden calculado a partir de datos de registros eléctricos y de núcleos es 200 MMM PCS. La extensión superficial es 2250 acres, la presión inicial 3500 lpca y la temperatura 140 ºF. Los datos de presión y producción son. Presión, lpca 3500 2500
a)
Producción, MMM PCS 0.0 75.0
Factor de desviación 0.85 0.82
¿Cuál es el volumen inicial delgas en yacimiento a partir de los datos de presión y producción, asumiendo que no ocurre intrusión de agua?
Gp * gf
G gf
gi
1 179.73 1 1 242.73 179.73
75 109 * G
288 109 R = 288 MMM PCS
b)
Asumiendo espesor, porosidad y saturación de agua connata uniformes en la arena, y el volumen de gas en el yacimiento calculado en a) es correcto, ¿cuál es la extensión adicional en acres sobre los límites presentes en la arena “P”?
G1 G2
43560* A1 * h1 * * (1 Sw) * g 43560* A2 * h2 * * (1 Sw) * g
G1 G2
2250* 289 *109 3250acres 200 109 3250 2250 1000acres
A
R = 1000 acres c)
Si, por otra parte, el gas en el yacimiento calculado a partir de registros eléctricos y datos de núcleos se asume correcto, ¿cuál ha debido ser la intrusión de agua la producción de 75 MMM PCS para hacer que los dos valores concuerden. 75 109 *179.73
1
200 109 (179.73
We 128473103.5 ft 3 *
1bl 5.61458 ft 3
1
242.73 1 ) We
92.8MMMPCS
R = 92.8 MMM PCS
1.33
Explicar por qué los cálculos iniciales de gas en el yacimiento tienden a incluir errores mayores durante la vida inicial de yacimientos de depleción. ¿en qué forma afectarán estos factores las predicciones: aumentándolas o disminuyéndolas? Incluyen errores por que en si no se sabe muy bien como va a ser el comportamiento del reservorio o como se va a comportar el acuífero, por esto va a disminuir las predicciones.
1.34
Un yacimiento de gas bajo un empuje hidrostático parcial produce 12 MMM PCS cuando la presión promedia de yacimiento cae de 3000 lpca a 2200 lpca. En base al volumen del área invadida se estima que durante el mismo intervalo 5.20 MM bl de agua entran al yacimiento. Si el factor de desviación del gas es 0.88 a 3000 lpca y 0.78 a 2200 lpca a la temperatura de fondo de 170 ºF, ¿cuál es el volumen inicial de gas en el yacimiento medido a 114.7 lpca y 60 ºF?
Gp * gf
G( gf
12 109 *158.35 1
gi) We G(158.35 1 191.39 1 ) 5.20 106 * 5.61458 ft 3
92.8MMMPCS
R = 92.8 MMM PCS
1.35
Una formación productora de gas tiene un espesor uniforme de 32 ft, una porosidad de 19% y una saturación de agua connata de 26%. El factor de desviación del gas es 0.83 a la presión inicial del yacimiento de 4450 lpca y temperatura de 175 ºF. a) Calcular el gas inicial en el yacimiento por acre- pie de roca de yacimiento total.
Gi
43560* * (1 Sw) * gi
Gi
43560* 0.79 * (1 0.26) * 298.64 1.83 106 R = 1.83 MM PCS
b) ¿Cuántos años necesitará un pozo para agotar el 50% de un aunidad de 640 acres con una rata de producción de 3MM PCS/día?
G
Gi * Area * h
G 1.83 106 * 640 * 32 37.47 109 G/2
18.7 109 365dias 3 106 * 1año
17.3años R = 17.3 años
c) Si el yacimiento tiene un empuje hidrostático activo de manera que la disminución de la presión del yacimiento es despreciable, y durante la producción de 50.4 MMM PCS de gas medido a 14.7 lpca y 60 ºF, el agua invade 1280 acres, ¿cuál es la recuperación porcentaje con empuje hidrostático? G FR
1.83 106 * 1280 * 32 Gp G
74.96 109
5.04 109 * 100 67.24% 74.96 109
R = 67.24% d) ¿Cuál es la saturación de gas, como porcentaje des espacio poroso total, en la parte invadida de agua del yacimiento? FR FR
1 Swi Sgr 1 Swi 1 0.26 Sgr 1 0.26
Sgr
24.24%
R = 24.24%
1.36
Calcular la producción diaria de gas, incluyendo los equivalente de gas del condensado y del agua, para un yacimiento con los siguientes datos de producción diaría: Producción de gas del separador= 6 MM PCS Producción de condensado = 100 BF Producción de gas del tanque de almacenamiento= 21 M PCS Producción de agua dulce= 10 bls Presión inicial del yacimiento= 6000 lpca Presión actual del yacimiento= 2000 lpca Temperatura del yacimiento= 225 ºF Contenido de vapor de agua a 6000 lpca y 225 ºF= 0.86 bl/MM PCS Gravedad del condensado= 50 API Peso Molecular tabla 1.9 = 138 0.780 EG 100 *133000* 75173.91 138 GEw 6 * 7390 44340
6000 21M
75M
44M
6140MPCS R = 6140 M PCS
