Este documento presenta 7 ejercicios relacionados con el cálculo de propiedades de yacimientos de petróleo como hidrocarburos originales, reservas iniciales, factores de recobro y reservas probadas. Se proporcionan datos como propiedades petrofísicas, presión, producción histórica y PVT para cada yacimiento y se piden calcular diversos parámetros.

1. Universidad de Oriente
Departamento de Ingeniería de Petróleo
Yacimientos I, Profesor Johangel Calvo García
1
UNIDAD IV. Guía de Ejercicios.
1. Un yacimiento de petróleo de tipo subsaturado (volumétrico) tiene las siguientes propiedades
petrofísicas:  = 9,8%; Swi = 14,5%; A = 980 acres; h = 120 pies. Las propiedades del fluido a la presión
inicial y presión de burbujeo son las siguientes: oi = 1,2199 by/BN; Rsi = 560 PCN/BN; ob = 1,2345
by/BN.
1.1 Calcule el petróleo y gas producido a la presión de burbujeo. Resp. 741.117 BN, 415.026 MPCN
1.2 Calcule los factores de recobro de petróleo y gas en solución a la presión de burbujeo. Explique
la igualdad de ambos valores. Resp. FRp = FRgs = 1,2%.
2. Un yacimiento volumétrico, tiene las siguientes características:  = 11,3%; Swi = 17,5%; A = 1.050
acres; h = 120 pies; T = 130 °F y k = 120 mD. Las propiedades del fluido a distintas presiones se muestran
en la tabla siguiente:
P o Rs o Z
lpca by/BN PCN/BN cP
Pi 4.900 1,2620 630 1,8629
Pb 3.783 1,2719 630 1,8430
P 2.983 1,2137 471 2,5643 0,7830
Pa 900 1,0931 154 6,1660 0,8750
2.1 Calcule los hidrocarburos originales en sitio. Resp. POES = 72.209.337 BN, GOES = 43.491.882
MPCN.
2.2 Calcule las reservas iniciales de crudo. Resp. R.Inic.Crudo = 20.599.225 BN.
2.3 Calcule las reservas probadas de crudo a P = 2.983 lpca. Resp. R.1P.Crudo = 3.772.550 BN.
2.4 Calcule las reservas iniciales de gas en solución. Resp. R.Inic.Gas = 25.536.602 BN.
3. Si el yacimiento tiene un empuje hidráulico y la viscosidad del agua (mwi) es de 0,557 cP. Calcule
las reservas iniciales de crudo. Resp. R.Inic.Crudo = 45.214.750 BN.
4. Un yacimiento de petróleo con capa de gas tiene las siguientes dimensiones y características:  =
10,3%; Swi = 14,3%; Vzp = 144.000 acres-pies; Vzg = 42.000 acres-pies; T = 120 °F y k = 45 mD. Las
propiedades del fluido a distintas presiones se muestran en la tabla siguiente:
P o Rs o Z
lpca by/BN PCN/BN cP
Pi 3.100 1,2179 501 2,8532 0,7800
P 2.100 1,1536 471 4,4918 0,7640
Pa 900 1,0905 154 7,6354 0,8690
Si se sabe que el yacimiento no produce por empuje hidráulico, calcule lo siguiente:

2. Universidad de Oriente
Departamento de Ingeniería de Petróleo
Yacimientos I, Profesor Johangel Calvo García
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4.1 Hidrocarburos originales en sitio. Resp. POES = 80.968.983 BN, GOES = 79.709.757 MPCN.
4.2 Reservas iniciales de crudo. Resp. R.Inic.Crudo = 17.490.185 BN.
4.3 Reservas probadas de crudo a P = 2.100 lpca. Resp. R.1P.Crudo = 2.398.781 BN.
4.4 Reservas iniciales de la capa de gas. Resp. R.Inic.Gas Libre = 26.282.718 MPCN.
4.5 Reservas iniciales de gas en solución. Resp. R.Inic.Gas Solución = 17.661.328 MPCN.
4.6 Factor de recobro total de gas. Resp. FRgt = 55,1%.
5. Un yacimiento de petróleo con temperatura de 140 °F y gravedad de 24,2 °API; tiene las siguientes
propiedades petrofísicas:  = 12,3%; Swi = 19,3%; Cf = 3,7x10-6
lpc-1
y Cw = 3,2x10-6
lpc-1
. Después de 6
años de producción se tiene la siguiente historia de producción:
P z Rs o Np Rp
lpca PCN/BN by/BN PCN/BN
3.700 620 1,2974 0 620
3.500 620 1,2998 95.741 620
3.300 620 1,3024 196.170 620
3.275 620 1,3027 208.053 620
3.075 0,791 575 1,2812 566.246 654
2.875 0,783 531 1,2602 983.098 698
2.675 0,777 487 1,2398 1.479.932 752
1.075 0,857 165 1,0987 1.542
Con el fin de evaluar los fluidos originales en sitio y las reservas se debe determinar lo siguiente:
5.1 Petróleo original en sitio (POES) en base unitaria. Resp. N = 593,5 BN/acres-pies.
5.2 Presencia de empuje hidráulico.
5.3 Hidrocarburos originales en sitio. Resp. N = 32.852.039 BN; G = 20.368.264 MPCN.
5.4 Volumen total del yacimiento para contener el POES. Resp. Vzp = 55.349 acres-pies.
5.5 Reservas probadas de petróleo y gas. Resp. Res.1P Crudo = 4.648.667 BN; Res.1P Gas =
8.337.391 MPCN.
5.6 Si se reinyecta la mitad del gas producido a P = 1.075 lpca, calcule las nuevas reservas iniciales
de crudo. Compare con los valores obtenidos en 5.5. Res.1P Crudo = 10.164.374 BN.
5.7 Calcule los índices de empuje en cada etapa de depleción, realice un gráfico de área y analice los
resultados.
6. Un yacimiento de petróleo sin empuje hidráulico, tiene una presión de burbujeo de 3.800 lpca y
temperatura de 115 ºF. La compresibilidad de la roca y el agua connata se consideran despreciables y las
propiedades petrofísicas son la siguientes:  = 12,1%; Swi = 16,8 y k = 35 mD. La historia de producción y
presión, así como también las propiedades de los fluidos presentes en el yacimiento se muestran en la tabla
siguiente:

3. Universidad de Oriente
Departamento de Ingeniería de Petróleo
Yacimientos I, Profesor Johangel Calvo García
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P z Rs o Np Rp
lpca PCN/BN by/BN PCN/BN
3.100 0,766 485 1,2047 0 0
2.900 0,756 446 1,1867 1.008.645 528
2.700 0,748 409 1,1697 2.152.705 587
2.500 0,744 373 1,1535 3.427.668 661
2.300 0,744 338 1,1382 4.833.730 750
2.100 0,747 305 1,1237 6.275.258 855
1.900 0,755 272 1,1100 7.755.457 974
900 0,859 126 1,0537 1.800
Con el fin de evaluar los fluidos originales en sitio y las reservas se debe determinar lo siguiente:
6.1 Hidrocarburos originales en sitio. Resp. N = 36.581.370 BN; G =39.297.932 MPCN.
6.2 Volumen total del yacimiento. Resp. Vt =76.190 acres-pies.
6.3 Reservas probadas de petróleo y gas. Resp. Res.1P Crudo = 5.431.747BN; Res.1P Gas =
16.183.152MPCN.
6.4 Calcule los índices de empuje en cada etapa de depleción, realice un gráfico de área y analice los
resultados.
7. Un yacimiento con capa de gas de tamaño 0,3; tiene una presión de abandono de 900 lpca y
temperatura de 115 ºF. El comportamiento de presión, producción y PVT se muestra en la tabla siguiente:
P z Rs o Np Rp
lpca PCN/BN by/BN PCN/BN
3.300 0,772 576 1,2815 0 0
3.100 0,757 538 1,2648 410.726 596
2.900 0,745 500 1,2483 917.837 624
2.700 0,737 462 1,2319 1.537.118 661
2.500 0,732 425 1,2156 2.253.444 705
2.300 0,732 388 1,1994 3.120.270 757
2.100 0,735 351 1,1833 4.129.010 818
900 0,851 139 1,0907 1.350
7.1 Valide el tamaño de la capa de gas.
7.2 Calcule los hidrocarburos originales en sitio. Resp. N =52.580.035 BN; G = 60.102.600 MPCN.
7.3 Calcule las reservas probadas de petróleo y gas. Resp. Res.1P Crudo = 7.876.157BN; Res.1P
Gas = 12.829.445MPCN.