1. Un reservorio de 2 fases contiene 10 MMSTB de ol inicialmente en situ, el volumen de capa de gas es de 15000 bbl y volumen de oil inicial es de 100 Mbbl. La presión de reservorio inicial es de 3500 psi a T=200ºF. El reservorio produjo gas 110 MMscf y 50000 STB de agua y un influjo de agua de 400000 bbl después de un largo tiempo el reservorio cayó a 2500 psi y se tiene datos PVT que son:

La presión de punto de burbuja es de 2500 psi Factor de volumen de oil= 1.50 bbl/STB Factor de volumen inicial oil = 1.55 bbl/STB Solubilidad del gas inicial = 1040 scf/STB Solubilidad del gas = 850 scf/STB Factor de volumen de gas = 0.0009 bbl/scf

We = 400000 bblWp = 50000 STBBw= 1 bbl/STBBgi = 0.00393ft^3/scfSwi = 0.25Cw=1.5E-6 psi^-1Cf= 1E-6 psi^-1dP= 3500 – 2500 = 1000

Calcular Np

Calcular los barriles iníciales en un yacimiento de empuje combinado. Con P de burbuja de 2500 psi

Datos Volumen bruto o total de la zona de petróleo = 112000 ac-p Volumen bruto de la zona de gas = 19600 ac-p Presión inicial del yacimiento= 2710 psi Factor volumétrico inicial de petróleo = 7.5242 ft^3/stb Factor volumétrico de gas inicial=0.006266 ft^3/scf Relación inicial gas disuelto – petróleo = 526 scf/STB Producción de petróleo durante el intervalo considerado = 20 MMSTB Presión del yacimiento al final del intervalo = 2000 psi Relación gas petróleo promedio producida = 700 scf/STB Factor volumétrico trifásico a 2000 psi = 8.3967 ft^3/STB Volumen de intrusión de agua= 11.58 MMbbl Factor volumétrico de agua= 1.028 bbl/STB Factor volumétrico de gas a 2000 psi = 0.008479 ft^3/scf Volumen de agua producida acumulada=1.05 MMSTB

UNIVERSIDAD MAYOR, REAL Y PONTIFICIA DE SAN FRANCISCO XAVIER DE CHUQUISACA

FACULTAD DE TECNOLOGIA

NOMBRE: Almendras Araujo FabricioCARRERA: Ing. Petróleo y Gas NaturalASIGNATURA: Reservorios II (PGP231)TEMA: Practica Balance de materiales DOCENTE: Ing. VillegasFECHA DE PRESENTACION: 12 de junio de 2012

Sucre - Bolivia