78037690 solucionario-ingenieria-aplicada-de-yacimientos-craft (1)

CAPITULO I
1.17 Un tanque de 50 p3 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 presion se estabiliza a 25 lpca y 50 ºF. ¿Cuál es el
volumen del segundo tanque? Res.: 75 p3
 
3
2
3
2
2
1
221
12
21
2
2
22
1
1
21
75
25
505.37
5.37
2
2550
2
ftV
Psia
ftPsia
V
P
VP
VTTcomo
TP
TVP
V
T
VP
T
VP
Psia
PsiaPP
P









1.18 ¿Cuál es el peso de una molécula de pentano? Res.: 26,3 * 10-26 lbs.
molécula
lb
moléculas
lbmol
lbmol
lb
lbmol
lb
PM HC
26
26
104.26
10733.2
1
176.72
176.7212008.15016.12125





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 60ºF y presión de 15.025 lpca? Res.: 5,96 centavos.
 
 
centavos
ft
ftcentavos
X
ftX
ftcentavos
ft
RPsia
RftPsia
V
TP
TVP
V
T
VP
T
VP
96.5
906.922
10005.5
1000
906.9225.5
906.922
º80460025.15
º6046010004.14
3
3
3
3
3
3
2
12
211
2
2
22
1
11










1.20 ¿Cuál es el peso aproximado, en toneladas, de un MMPC de gas
natural? Res.: 25 toneladas para una gravedad específica de 0,65.

 
3 3
3 3
3
3
14.7 28.97 /
0.076387
10.732 460 60 º
º
0.65 0.076387 0.049652
0.049652 1000000
49651.6 24.82
2000
aire
gas
gas aire
aire
gas
gas
Psia lb lbmol lb
Psia ft ft
R
R lbmol
GE GE
lb lb
ft ft
lb
m V ft
ft
ton
m lb ton
lb


 




 
 
   
  
   
  
1.21 Un cilindro está provisto de un 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, temperatura del
yacimiento de gas Sabine. El cilindro se llena con 45000 cm3 de gas
medido a 14,7 lpca y 60 ° F. El volumen se reduce en los pasos
indicados abajo, y, una vez alcanzada la temperatura de equilibrio, las
p`resiones correspondientes se leen con un medidor de pesos
muertos.
V, cm3 2529 964 453 265 180 156,5 142,2
P, lpca 300 750 1500 2500 4000 5000 6000
a) Calcular y presentar en forma tabular los volúmenes ideales de los 45000
cm3 a 160 °F y los factores de desviación del gas a cada presión.
b) Calcular el factor volumétrico del gas a cada presión, en pies cúbicos de
espacio del yacimiento por pie cúbico normal de gas y también en pies
cúbicos normales por pie cúbico da espacio en yacimiento.
c) Dibujar en un mismo papel los Factores de desviación y los factores
volumétricos del gas calculados en parte b) como función de presión.
d) Expresar el factor volumétrico del gas a 2500 lpca y 160 °F en p3/PCS;
PCS/p3; bl/PCS, y PCS/bl. Res.: 0,00590; 169,5; 0,00105; 952.

 
 
 
PCY
PCN
P
Tz
PCN
PCY
Psia
R
P
Tz
cm
cm
V
V
z
cmV
RPsia
RcmPsia
V
TP
TVP
V
T
VP
T
VP
nRTVPnRTVP
IdealessCondicionedarSsCondicionebya
g
g
g
i
R
i
i
SCi
iSCSC
i
i
ii
SC
SCSC
iiiSCSCSC
84.17
056.0
1
0282692.0
1
056.0
300
º16046096.0
0282692.0
0282692.096.0
2629
2529
2629
º60460300
º160460450007.14
tan))
3
3
3
3



















VR (cm3) P (Psia) Vi (cm3) Z g (PCY/PCN) g (PCN/PCY)
2529 300 2629,04 0,96 0,0562 17,79
964 750 1051,62 0,92 0,0214 46,68
453 1500 525,81 0,86 0,0101 99,34
265 2500 315,48 0,84 0,0059 169,81
180 4000 197,18 0,91 0,0040 250,00
156,5 5000 157,74 0,99 0,0035 287,54
142,2 6000 131,45 1,08 0,0032 316,46
 c)
 d)
Z y Bg EN FUNCION DE PRESIÓN
0,00
0,20
0,40
0,60
0,80
1,00
1,20
300 750 1500 2500 4000 5000 6000
PRESIÓN
Z,Bg
FACTOR DE DESVIACION (Z) FACTOR VOLUM ETRICO (PCY/PCN)

 
 
Bly
PCN
P
Tz
PCN
Bly
Psia
R
P
Tz
PCY
PCN
P
Tz
PCN
PCY
Psia
R
P
Tz
zPsiaP
g
g
g
g
g
g
9.952
00105.0
1
00504.0
1
00105.0
2500
º16046084.0
00504.0
00504.0
88.169
0058.0
1
0282692.0
1
0058.0
2500
º16046084.0
0282692.0
0282692.0
84.02500

























1.22 a) Si la gravedad del gas del campo Sabine es 0,65 calcular los
factores de desviación desde cero hasta 6000 lpca a 160 ºF, en
incrementos de 1000 lb, usando la correlación de gravedad específica
de gases de la figura 1.2.
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 °F. El análisis del gas es el
siguiente:
Componente C1 C2 C3 iC4 nC4 iC5 nC5 C6 C7+
Fraccion Molar 0,875 0,083 0,021 0,006 0,008 0,003 0,002 0,001 0,001
Usar el peso molecular y la presión y temperatura 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.
c) ¿Por debajo de qué presión a 160°F puede usarse la ley de los
gases perfectos para el gas del campo Sabine con el fin de mantener
los errores dentro de 2 por ciento? Res. : 180 lpca.
d) ¿Contendrá el yacimiento más PCS de un gas real que de un gas
ideal a condiciones similares? Explicar.
 
1
mindet3.1
0
670
0
670
65.1
º375
º160460
º375
:2.165.0)






Z
ZamoseryfiguralaavamosPyTCon
Psia
Psia
P
P
PPsiaP
R
R
T
T
TRT
datossiguienteslosobtienenseTablayGESegúna
SRSR
SC
SRSC
SC
SRSC
Presión (psia) TSR PSR Z

0 1,65 0 1
1000 1,65 1,49 0,91
2000 1,65 2,98 0,84
3000 1,65 4,48 0,83
4000 1,65 5,97 0,9
5000 1,65 7,46 0,97
6000 1,65 8,96 0,86
b)
Componente Xi PM PC TC Xi*Mi PSC TSC
C1 0,875 16,048 673,1 343,2 14,042 588,963 300,300
C2 0,083 30,064 708,3 549,9 2,495 58,789 45,642
C3 0,021 44,09 617,4 666 0,926 12,965 13,986
iC4 0,006 58,12 529,1 734,6 0,349 3,175 4,408
nC4 0,008 58,12 550,1 765,7 0,465 4,401 6,126
iC5 0,003 72,15 483,5 829,6 0,216 1,451 2,489
nC5 0,002 72,15 489,8 846,2 0,144 0,980 1,692
C6 0,001 86,17 440,1 914,2 0,086 0,440 0,914
C7+ 0,001 114,2 363,2 1024,9 0,114 0,363 1,025
671,526 376,581
Presion (Psia) TSR PSR z
0 1,65 0,00 1
1500 1,65 2,23 0,87
2500 1,65 3,72 0,84
3500 1,65 5,21 0,875
4500 1,65 6,70 0,94
5500 1,65 8,19 1,05
6500 1,65 9,68 1,1
FACTOR DE DESVIACION (Z)
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
1,2
0 1500 2500 3500 4500 5500 6500
PRESION
Z
FACTOR DE DESVIACION (Z)

d) No, debido a que en el gas real, zr >1 , lo que significa que es menos
compresible a presiones altas, entonces en un yacimiento hay mas gas
ideal que gas real a las mismas condiciones.
1.23 El volumen de una celda—recipiente de prueba—de alta presión es
0,330 p3 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 Ipca y 60 °F, por medio de un medidor de prueba de
agua (wet test meter), la presión cae a 1000 lpca, y la temperatura
permanece en 130 °F. ¿Cuál es el factor de desviación del gas a 1000
lpca y 130 °F? Res.: 0,885.
 
 
 
3
3
1
1
3
3
2500 0.330
0.174
0.75 10.732 460 130 º
º
14.7 43.6 0.75 460 130 º
1 2500 460 60 º
0.218
SC SC i i SC SC i
i
SC SC i SC i SC
i
i
PV Psia ft
n lbmol
Psia ftzRT
R
R lbmol
P V P V P V z T
V
z T z T z P T
Psia ft R
V
Psia R
V ft

  
  
  
   

  

COMPARACION DE Z (21a y 22a)
0
0,5
1
1,5
2
2,5
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000
PRESION
Z
Z (21 a) Z (22 a)

 
 
3
3
3
3
2500 0.218
0.115
0.75 10.732 460 130 º
º
0.174 0.115 0.059
1000 0.330
0.059 10.732 460 130 º
º
0.884
RECIPIENTE
PV Psia ft
n lbmol
Psia ftzRT
R
R lbmol
n lbmol
PV Psia ft
z
Psia ftnRT
lbmol R
R lbmol
z

  
  
  

 
  

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
isópacas 4, 8, 12, 16 y 20 pies son 752, 526, 316, 142 y 57 acres,
respectivamente. El espesor máximo dentro de la línea isópaca de 20
pies es 23 pies. Res.: 8959 ac-p.
b) Demostrar que cuando la razón de las áreas encerradas por dos
curvas de nivel sucesivas es 0,50, el error introducido empleando la
fórmula trapezoidal es 2 por ciento mayor que empleando la fórmula
piramidal.
c) ¿Qué error se introduce si se usa la fórmula trapezoidal en lugar de
la piramidal cuando la relación de las áreas es 0,333? Respuesta: 4,7
por ciento.
 a)
Área Áreas razón H (ft) Ecuación ∆ Vb(acre-ft)
A0 940 ----- ---- ---- ----
A1 752 0,80 4 trapezoidal 3384
A4 142 0,45 4 Piramidal 893,11
A5 57 0,40 4 Piramidal 385,29
A6 0 0,00 3 Piramidal 57
VTOTAL = 8959,40
 b)
Área Áreas razón h (ft) ∆ Vb(trapezoidal) ∆ Vb(piramidal)
A0 940 ---- ---- ---- ----
A1 470,00 0,50 4 2820,00 2766,24
A2 235,00 0,50 4 1410,00 1383,12
A3 117,50 0,50 4 705,00 691,56
A4 58,75 0,50 4 352,50 345,78
A5 29,38 0,50 4 176,25 172,89
A6 14,69 0,50 4 88,13 86,45
5551,88 5446,04

%2%94.1100
04.5446
10088.5551





 
x
 c)
Area Areas razon h ∆ Vb(trapezoidal) ∆ Vb(piramidal)
A0 940 ---- ---- ---- ----
A1 313,02 0,333 4 2506,04 2393,94
A2 104,24 0,333 4 834,51 797,18
A3 34,71 0,333 4 277,89 265,46
A4 11,56 0,333 4 92,54 88,40
A5 3,85 0,333 4 30,82 29,44
A6 1,28 0,333 4 10,26 9,80
3752,06 3584,23
%7.4%68.4100
23.3584
10006.3752





 
x
1.25 Un yacimiento volumétrico de gas tiene una presión inicial de 4200
lpca, porosidad 17,2 por ciento y saturación de agua connata 23 por
ciento. El factor volumétrico del gas a 4200 lpca es 292 PCS/ pie
cúbico y a 750 lpca es 54 PCS/p3.
a) Calcular en base unitaria el gas inicial en el yacimiento en pies
cúbicos normales. Res.: 1 ,68 MM PCS/acr-p.
b) Calcular en base unitaria la reserva inicial de gas en pies cúbicos
standard asumiendo como presión de abandono 750 lpca. Pes.: 1,37
MM PCS/ac-p.
c) Explicar porqué la reserva inicial calculada depende de la presión
de abandono escogida.
d) Calcular la reserva inicial de una unidad de 640 acres si el promedio
del espesor neto productivo es 34 pies, asumiendo una presión de
abandono de 750 lpca. Res.: 29,8 MMM PCS.
e) Calcular el factor de recuperación en base a una presión de
abandono de 750 lpca. Res.: 81,5 por ciento.
 
 
   
   
) 43560 1
43560 0.172 1 0.23 292
1684573.23
) Re. 43560 1
Re. 43560 0.172 1 0.23 292 54
Re. 1.37
gi
gi ga
a Gi Sw
PC PCS
Gi
acre ft PC
PCS
Gi
acre ft
b Un Sw
PC PCS
Un
acre ft PC
PCS
Un MM
acre ft
 
  
    
    



     
     




) det min
.
) Re. 1.37 640 34
Re. 29.88
292 54
) 100 100
292
81.51%
gi ga
gi
c Porquela presióndeabandono er ala rentabilidad
de producciónde gas del yacimiento
PCS
d In MM acres ft
acre ft
In MMMPCS
e FR
FR
 

  


 
   

1.26 El pozo de descubrimiento número 1 y los número 2 y 4 producen
gas de un yacimiento del campo Echo Lake, cuya profundidad es de
7500 pies, como lo muestra la figura 1.10. Los pozos números 3 y 7 del
yacimiento, a 7500 pies, 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 de la fig.
1.10, 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 = 7500 pies
Presión promedia estática en la cabeza de los pozos = 3400 lpca
Temperatura del yacimiento = 175 °F
Gravedad específica del gas = 0,700 (aire = 1,00)
Porosidad promedia = 27 por ciento
Saturación promedia de agua connota = 22 por ciento
Condiciones normales = 14,7 lpca y 60 °F
Volumen total de roca yacimiento productiva al tiempo que se perforó el
pozo número 6 = 22.500 ac-p.

a) Calcular la presión del yacimiento a partir de la Ec. (1.12). Res: 4308
lpca.
b) Estimar el factor de desviación del gas y el factor volumétrico del gas en
pies cúbicos normales por pie cúbico de yacimiento Res.: 0,90; 249.
c) Calcular la reserva al tiempo que el pozo número 6 se perforó asumiendo
una saturación residual de gas de 30 por ciento. Res.: 33,8 MMM PCS.
d) Discutir la localización del pozo número 1 con respecto a la recuperación
total de gas.
e) Discutir el efecto de uniformidad de la formación productora sobre la
recuperación total por ejemplo, una formación de permeabilidad uniforme y
otra compuesta de dos estratos de igual espesor, uno con una
permeabilidad de 500 milidarcys y el otro de 100 milidarcys.
 
PsiaPy
PsiaPy
PwhPPy
PsiaP
ftPsia
P
DPwh
Pa
5.4037
34005.637
5.637
100
7500
100
3400
25.0
100100
25.0)






 
 
 
PCSMMMIn
PC
PCS
ftacre
ftacre
PC
In
SgrSwVbInc
PCY
PCN
P
Tz
PCN
PCY
psia
R
P
Tz
zTablaporPT
PsiaPc
RTc
TablayGEConb
gi
g
g
g
g
g
SRSR
74.31.Re
91.2493.022.0127.02250043560.Re
143560.Re)
91.249
004001.0
1
0282692.0
1
004001.0
5.4037
º1754609.0
0282692.0
0282692.0
9.03.104.6
668
5.4037
63.1
390
460175
668
º390
2.17.0)































d) El pozo numero 1 se encuentra en la parte mas alta del anticlinal,
razón por la cual la recuperación de total de gas será mayor en
comparación con los otros pozos. Otro asunción es que el gas ocupa la
parte más alta del anticlinal debido a la baja densidad que posee.
e) La mayor recuperación total de gas se obtendrá del yacimiento con
permeabilidad uniforme debido a que no tiene conexión alguna con otro
estrato que afecte su permeabilidad, en cambio, en yacimientos de
estratos de diferente permeabilidad e igual espesor, la recuperación será
mas compleja debido a que un estrato posee mayor permeabilidad que
el otro, por tanto la buena permeabilidad del uno se ve afectada por el
estrato de baja permeabilidad.
1.27 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 a intervalos de producción de
tres meses. Los datos de presión y producción y los factores
volumétricos del gas en pies cúbicos del yacimiento por pie cúbico
normal (14,7 Ipca y 60 °F) son los siguientes:
PRESIÓN
(LPCA)
PRODUCCIÓN
ACUMULATIVA
DE GAS
(MMPCS)
FACTOR
VOLUMETRICO
DEL GAS
(P3/PCS)
3200 0 0,0052622
2925 79 0,0057004
2525 221 0,0065311
2125 452 0,0077360
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. Res,: 1028, 1138 y 1414 MM PCS.
b) Explicar por qué los cálculos de la parte a) indican la presencia de un
empuje hidrostático.
c) A partir de un gráfico entre producción acumulativa contra p/z, demostrar
que existe un empuje hidrostático.
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 MM PCS. 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.
Res. : 756; 27.000 y 174.200 bl
 
 
PCSMMGi
PCSMMGp
Gi
WpWeGiGpa
gigf
gf
wgigfgf
7.1027
0052622.00057004.0
0057004.079
)












b) Hay presencia de empuje hidrostático debido a que la Presion se
estabiliza cerca de la Pinicial y el Bg aumenta cuando ocurre una intrusión
de agua.
c) Debido a la intrusión de agua en el yacimiento, el Empuje Hidrostático
tiende a desviarse sobre el comportamiento de Empuje por depleción. De
esta manera se demuestra que el yacimiento tiene Empuje Hidrostático.
 
 
 
 
barrilesWe
Gal
Ba
L
Gal
cm
L
ft
cm
PCSWe
PCSMMWe
GiGpWe
WpWeGiGp
PCSMMGiParad
gigfgf
wgigfgf
97.755
42785.31000
148.30
4244
0052622.00057004.010180057004.079
1018)
33
3








Presión
(lpca)
Gp
(MMPCS)
Bg
(PC/PCS)
Gi
(MMPCS)
We
(Bl)
3200 0 0,0052622 ---- ----
2925 79 0,0057004 1027,69 755,97
2525 221 0,0065311 1137,50 27009,91
2125 452 0,007736 1413,48 174269,39
1.28 Cuando se inició la producción del campo de gas Sabine, la presión
del yacimiento era 1700 Ipca y la temperatura 160 ºF. Después de
producir 5,00 MMM PCS (14.7 lpca mas 4 oz y 80 ºF), 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.
Res. : 433 *106 p3.
b) El gas inicial en el yacimiento, en libras, si su gravedad específica
es 0,65. Res.: 2,43 MMM lb.
Gp contra P/z
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
0 79 221 452
Gp
P/z
Gp contra P/z

c) El gas inicial en el yacimiento en PCS (14,7 lpca y 60 ºF) Res: 48,9
MMM PCS.
d) La producción de gas en PCS cuando la presión cae a 1530, 1400,
1100, 500 y 200 lpca. Representar gráficamente la recuperación
acumulada como función de p/z. Res.: 4,9; 9,6; 18,7; 35,9; 43.9 MMM
PCS.
e) A partir del gráfico en d), calcular cuánto gas puede descargarse sin
usar compresores en un gasoducto de 750 lpca. Res. : 29,3 MMM PCS.
f) ¿Cuál es la caída de presión aproximada por MMM PCS producido?
Res.: 32 lpca.
g) Calcular el mínimo de la reserva inicial si el error en la medición de
gas es de ± 5 por ciento y si la desviación de las presiones promedias
es de ± 12 lpca cuando se han producido 5 MMM PCS (14,7 lpca más 4
oz y 80 °F) y la presión del yacimiento ha caído a 1550 lpca. Res.: 41,4
MMM PCS.
PCSMMMGi
PC
PCS
PCGi
VGic
lbMMMGi
PCSPC
PC
PCS
lbmol
lbmol
lb
Gi
gii
69.54
96.11210484
)
71.2
/008852.0
10484
4.379
1
8305.18
6
6







1.29 Si durante la producción de 5,00 MMM PCS de gas en el problema
anterior, se intruyen 4,00 MM bl de agua en el yacimiento y todavía la
presión cae a 1550 lpca, ¿cuál es el gas inicial en el yacimiento?
Comparar con el Problema 28(c). Res.: 26,1 MMM PCS.
 
 
 
MMMPCSGi
Gi
WeGp
Gi
WpWeGiGp
PCMM
bl
PC
blMMWe
gigf
gf
wgigfgf
28
008835.0009779.0
1046.22009779.0105
46.22615.54
69












1.30 a) El volumen total de la capa de gas del campo de petróleo St.
John es de 17000 ac-p cuando la presión del yacimiento ha disminuido
a 634 lpcr. El análisis de núcleos muestra una porosidad promedia de
18 por ciento, y una saturación promedia de agua intersticial de 24 por

ciento: 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 operacion, ¿cuál será el
volumen requerido en PCS (14,7 lpca y 60 ºF). Los factores de
desviación, tanto para el gas del yacimiento como para el gas
inyectado son 0,86 a 634 lpcr y 0,78 a 1100 lpcr, ambos a 130 ºF, Res.:
4,1 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. Res.:3,6 MMM
PCS.
c) ¿Es válida la suposición de que no se disuelve gas adicional en el
petróleo del yacimiento?
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? Explicar.
e) Explicar por qué los factores de desviación del gas son mayores
(menos desviación) para el gas inyectado en parte (b) que para el gas
del yacimiento.
  
  
  
  
PCSMMMG
G
SwVbGb
PCSMMMG
G
SwVbGa
req
req
gigfreq
req
req
gigfreq
5.3
43.4094.7424.0118.01700043560
143560)
1.4
20.4455.8424.0118.01700043560
143560)








c) Si, pues depende de la presión de rocío, y al incrementar la presión
habrá una cantidad de gas que se desprenda. Ademas el yacimiento esta
completamente saturado al decir que Rs en el yacimiento es constante,
pues no se disuelve más gas.
d) Será máximo porque el gas no se disuelve.
e) Son mayores porque están afectados por la presión y temperatura.
1.31 a) Un pozo se 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 (14,7 lpca y 60 °F), la presión aumenta
de 2500 lpca a 3500 lpca. Los factores de desviación del gas son: 0,90
a 3500 lpca y 0,80 a 2500 lpca; la temperatura de fondo es 160 ºF.
¿Cuál es el volumen de gas, en pies cúbicos, almacenado en el bloque
de la falla? Res.: 1,15 MM p3.
b) Si la porosidad promedia es 16 por ciento, la saturación promedia
de agua connata, 24 por ciento, y el espesor medio de la formación
productora, 12 pies, ¿cuál es la extensión superficial del bloque de la
falla? Res.: 18 acres.

 
 
 
 
acresA
ft
PCSMM
A
gfSwh
V
A
PCSMM
PC
PCS
MMPCGib
MMPCVg
Vg
gfgi
VgGp
gi
gia
09.18
28.17824.0116.01243560
022.205
143560
022.20528.17815.1)
15.1
005612.0
1
00451.0
1
1050
11
005612.0
2500
1604608.0
02829.0
0045.0
3500
1604609.0
02829.0)
6































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 de 200 MMM PCS (14,7lpca y 60 °F). La extensión
superficial es 2250 acres, la presión inicial 3500 lpca y la temperatura
140 °F. Los datos de presión y producción son:
Presión, lpca Producción, MMM PCS Factor de desviación del gas a 140 ºF
3500 0 0,85
2500 75 0,82
a) ¿Cuál es el volumen inicial del gas en el yacimiento a partir de los
datos de presión y producción, asumiendo que no ocurre intrusión de
agua? Res.: 289 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 de la arena “P”? Res.: 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 durante la producción de 75 MMM PCS
para hacer que los dos valores concuerden? Res.: 22,8 MM bl

 
 
 
blMMWe
We
GiGpWec
acresA
A
acresA
A
A
G
G
b
PCSMMMGi
Gi
GiGpa
gigfgf
gigfgf
9.22
0041192.00055634.0102000055634.01075
)
1000
22503251
3251
10200
102892250
)
289
0041192.00055634.0
0055634.01075
)
99
9
9
2
2
1
2
1
9

















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? Explicar.
Ocurriría una caída de presión brusca, ademas no se tiene una perspectiva
correcta del pozo, y si se produce desprendimiento de gas, este podría
estar en solución.
1.34 Un yacimiento de gas bajo un empuje hidrostático parcial produce
12,0 MMM PCS (14,7 lpca y 60 °F) 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 °F, ¿cuál es el
volumen inicial de gas en el yacimiento medido a 14,7 lpca y 60 °F?
Res.: 42,9 MMM PCS.

 
 
 
PCSGi
Gi
WeGiGp
PCS
PC
gf
PCS
PC
gi
PCblmmWe
gigfgf
9
69
6
10729.42
005227.0006318.0
1019.29006318.01012
006318.0
2200
17046078.0
02829.0
005227.0
3000
17046088.0
02829.0
1019.2920.5















1.35 Una formación productora de gas tiene un espesor uniforme de 32
pies, una porosidad de 19 por ciento y una saturación de agua connata
de 26 por ciento. El factor de desviación del gas es 0,83 a la presión
inicial del yacimiento de 4450 lpca y temperatura de 175 °F.
(Condiciones normales: 14,7 lpca y 60 °F.)
a) Calcular el gas inicial en el yacimiento por acre-pie de roca de
yacimiento total. Res.: 1,83 MM PCS.
b) ¿Cuántos años necesitará un pozo para agotar el 50 por ciento de
una unidad de 640 acres con una rata de producción de 3 MM
PCS/dfa? Res.: 17,1 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, medidos a 14,7 lpca y 60 °F, el
agua invade 1280 acres, ¿cuál es la recuperación en porcentaje con
empuje hidrostático? Res.: 67,24 por ciento.
d) ¿Cuál es la saturación de gas, como porcentaje del espacio poroso
total, en la parte invadida de agua del yacimiento? Res.: 24,24 por
ciento.
 
 
 
ftacre
PCS
MMGi
Gi
giSwGi
PC
PCS
PCS
PC
gia







83.1
507.29826.0119.043560
143560
507.29800335.0
4450
17546083.0
02829.0)


9 9
9
) 37.435 10 50% 18.7 10
3
1
18.7 10 17.09
3 365
b Gi PCS PCS
PCS
Q MM
día
día año
PCS años
MM PCS días
    

   

9
9
) 1.83 1280 32
74.957
50.4 10
74.957 10
67.24%
1
)
1
1 0.26
0.6724
1 0.26
24.24%
MM PCS
c Gi acres ft
acre ft
Gi MMM PCS
Gp
FR
Gi
FR
Swi Sgr
d FR
Swi
Sgr
Sgr
  



 


 


 



1.36 Calcular la producción diaria de gas, incluyendo los equivalentes
de gas del condensado y del agua, para un yacimiento con los
siguientes datos de producción diaria:
Producción de gas del separador = 6 MM PCS.
Producción de condensado = 100BF (barriles fiscales o a condiciones
normales).
Producción de gas del tanque de almacenamiento = 21 M PCS.
Producción de agua dulce = 10 bls.
Presion Inicil del yacimiento= 6000 lpca.
Presión actual del yacimiento = 2000 Ipca.
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 ºAPI.
Res.: 6,134 MM PCS.
PCSNp
Mo
EGo
Mo
Mo
o
o
o
o
5.75193100
89.137
78.0
1330013300
89.137
03.1
29.44
96.137
9.550
6084
78.0
505.131
5.141





















PCSGpt
TanqueGasSeparadorGasEGpEGoGpt
PCSSeparadorGasEGp
6
6
10134.6
4.38132
101
86.0
7390











CAPITULO II
2.1) Un yacimiento de condensado de gas contiene inicialmente 1300
MPCS de gas seco por acre-pie y 115 bl de condensado. Se calcula que la
recuperación de gas será de 85 por ciento, y la de condensado, 58 por
ciento en comportamiento por depleción. ¿Cuál es el valor de las reservas
iniciales de gas y condensado por acre-pie si el precio de venta del gas es
20 centavos por MPCS y el del condensado 2,50 dólares por barril?
Res.: 221,00 dólares; 166,75 dólares.
DATOS:
PIE-ACRE
SECOGASDEMPCS1300
Gi 
blCONDENSADOGAS 115
Bl
dolares
CondensadoGasVentadeecio
PCSM
ctvs
GasVentadeecio
CondensadoGasdecuperacion
Gasdecuperacion
50.2
Pr
.20
Pr
%58Re
%85Re




DESARROLLO.
InicialPetroleo
oducidoPetroleo
Dolares
MPCS
ctvs
MPCS
MPCSMPCSoducidoGas
MPCS
oducidoGas
InicialGas
oducidoGas
Gasdecuperacion
Pr
Re
.221
.20.0
*1105
11051300*85.0Pr
1300
Pr
85.0
Pr
Re






.75.166
.1
50.2
*.7.66
.7.66.115*58.0Pr
.115
Pr
58.0
Pr
Re
Dolares
bls
Dolares
bls
blsbloducidoPetroleo
bl
oducidoPetroleo
InicialPetroleo
oducidoPetroleo




2.2) La producción diaria de un pozo es de 45,3 bl de condensado y 742
MPCS de gas seco. El peso molecular y gravedad del condensado son
121,2 y 52º API a 60 º F, respectivamente.
Datos.
FApi
Mo
MPCSGp
blsNp
º60@52
2.121
742
.453




a. ¿Cuál es la razón gas – petróleo en base del gas seco?
Res.:16380.
.
6.16379
.3.45
742
Pr
Pr
bls
PCS
bls
MPCS
oducidoPetroleo
oducidoGas
RGP 
b. ¿Cuál es el contenido de líquido expresado en barriles por
MMPCS en base del gas seco? Res.: 61,1.
.1.61
6.16379
.1*1000000
1000000
16.16379
bls
PCS
blsPCS
xPCS
blsPCS


c. ¿Cuál es el contenido de líquido expresado en GPM en base del
gas seco? Res.: 2,57.
GPM
GPM
Galones
bls
Galones
bls 566.2
1000
1
*2.2566
1
42
*.1.61 
d. Repítanse partes ( a ), ( b ) y ( c ) expresando los valores en
base del gas total o gas húmedo. Res: 17200, 58,1 y 2,44.

.
37.17224
3994.45
3.780
.3.780
9509597.0
742
*9509597.0sec9509597.0
sec
9509597.0
3994.45
173.43sec
.3994.452264.2173.43
2264.2
2.121
771.0*350
771.0
525.131
5.141
5.131
5.141
173.43
1
*41.379
69.16379
4.379
350
4.379
bls
PCSMPCS
RGP
MPCS
MPCS
HumedoG
humedoGoG
humedoG
oG
humedoG
oG
nt
ng
fg
mollbNt
NoNgNt
mollbNo
API
o
mollb
mollb
PCS
mollb
bl
PCS
RPG
Ng
Mo
oRPG
Nt
NoNgNt
H 



















.057.58
37.1224
.1*1000000
1000000
137.17224
bls
PCS
blsPCS
xPCS
blsPCS


GPM
GPM
Galones
bls
Galones
bls 44.2
1000
1
*394.2438
1
42
*.057.58 
2.3) La producción diaria inicial de un yacimiento de condensado de gas
es 186 bl de condensado, 3750 MPCS de gas a alta presión (gas del
separador) y 95 MPCS de gas a condiciones normales (gas del tanque). La
gravedad del petróleo a condiciones Standard es 51,2º API. El peso
específico del gas del separador es 0,712, y el de gas a condiciones
normales es 1,30. La presión inicial del yacimiento es 3480 lpca y su
temperatura 220 º F. La porosidad promedia disponible para
hidrocarburos es 17,2 por ciento. Las condiciones Standard son 14,7 lpca
y 60 º F.
DATOS:
)(3750
)(3750
TanqueMPCSGp
SeparadorMPCSGp



%2.17
º220
3480
3.1
712.0
2.51
.186
tan







hc
que
separdor
FT
PSiaPi
APIo
blsNp




DESARROLLO:
a. ¿Cuál es el peso o gravedad específica promedia de los gases
producidos? Res.: 0,727.
7265.0
10*)953750(
3.1*95000712.0*3750000
*
**
3






pcs
pcspcs
r
GPGP
GPGP
r
g
TANQUESEPARADOR
TANQUETANQUESEPARADORSEPARADOR
g

b. ¿Cuál es la razón gas – petróleo inicial? Res.: 20700.
.
043.20672
.186
)953750(
bls
PCS
bls
MPCSMPCS
P
G
RGP
PRODUCIDO
PRODUCIDO
I 


c. ¿Cuál es el peso molecular aproximado del condensado? Res.:
134,3.
30.134
9.52.51
6084


OM
d. ¿Cuál es el peso o gravedad específica (aire=1,00) del fluido
total producido del pozo? Res.: 0,866.
8521.0
97.28
686.24
686.24
504.56
906.1394
504.56
304.134
350*7744.0
4.379
043.20672
350
4.379
.906.13947744.0*350
4.379
97.28*712.0*043.20672
350
4.379
97.28**






Ma
Mw
GE
nt
mw
Mw
nt
Mo
oR
nt
lbmw
o
R
mw
g




e. ¿Cuál es el factor de desviación del gas del fluido inicial del
yacimiento (vapor) a la presión inicial? Res.: 0,865.
61.1
417
220460(
417
3122.5
655
3480Pr
655




Tsc
Tperatura
TsrTSC
Psc
esion
PsrPSC
Con los datos obtenidos se obtiene de la Fig. 1.3 que z=0.865
f. ¿Cuál es la cantidad inicial de moles en el yacimiento por acre –
pie? Res.:4131.
molesn
TRz
Pi
n
T
ti
14.4131
)220460(*73.10*865.0
3480*172.0*43560
**
**43560





g. ¿Cuál es la fracción molar de la fase gaseosa en el fluido inicial
del yacimiento? Res.: 0,964.
964.0
504.56
4.379
043.20672

T
g
n
RGP
f
h. ¿Cuáles son los volúmenes iniciales de gas seco y condensado
en el yacimiento por acre – pie? Res.: 1511 y 73,0
pieacre
blsPcsMM
RGP
GP
Np
NP
GP
RGP
pieacre
MMPcs
mo
PCS
molesmoleson
humedon
on






73
043.20672
.51.1
.51.1
1
4.379
*4189.398214.4131*964.0sec
964.0
sec
2.4) (a) Calcular el factor de desviación del gas, a 5820 lpca y 265 º F,
para el fluido de condensado de gas cuya composición se presenta en la
tabla 2.1. Úsense los valores críticos de C3 para la fracción C7. Res.:
1,072.
DATOS:

Componente
Petról
eo
negro
Petróleo
volátil
Condensad
o de gas
Gas
seco
Gas
C1 48.83 64.36 87.07 95.85
86.6
7
C2 2.75 7.52 4.39 2.67 7.77
C3 1.93 4.74 2.29 0.34 2.95
C4 1.60 4.12 1.74 0.52 1.73
C5 1.15 2.97 0.83 0.08 0.88
C6 1.59 .38 0.60 0.12
C7
+ 42.15 14.91 3.80 0.42
Sumatoria 100,00 100,00 100,00 100,0
100,
0
Peso
molecular del
C7
+
225
181 112 157
RGP, PCS/bl.
625 2.000 18.200
10500
0
Inf.
Gravedad a
condiciones
normales API
34.3 50.1 60.8 54.7
Color del
fluido
Negro
verdos
o
Anaranjad
o natural
Pajizo claro
Cristal
agua
Presión= 5820 lpca.
Temperatura: 265 ºF
Componente
Condensado
de gas (%)
Peso
molecular
Presión
critica
Temp.
critica
C1 87.07 16.04 673.1 343.2
C2 4.39 30.07 708.3 549.9
C3 2.29 44.09 617.4 666.0
C4 1.74 58.12 550.1 765.7
C5 0.83 72.15 489.8 846.2
C6 0.60 86.17 440.1 914.2
C7
+ 3.80 112.28 363.2 1024.9
C8 128.32

Componente
Condensado
de gas (%)
Presión
critica
Cond. Gas *
PC.
Cond. Gas *
TC.
C1 87.07 673.1 585 299.52
C2 4.39 708.3 31.125 24.15
C3 2.29 617.4 14.15 5.25
C4 1.74 550.1 9.59 13.33
C5 0.83 489.8 4.03 7.03
C6 0.60 440.1 2.60 5.49
C7
+ 3.80 363.2 13.8016 38.94
660.30 403.72
Psc=660.30
Tsc=403.72
195.1
72.403
725
8141.8
30.660
5820


Tsc
T
Tsr
Psc
P
Psr
Con los datos obtenidos se obtiene de la Fig. 1.3 que z=1.072
(b) Si la mitad de los butanos y toda la fracción de pentanos y
compuestos más pesados se recuperan como líquidos, ¿Cuál es la
razón gas – petróleo inicial? Compárese con las razones gas –
petróleo medidas. Res.: 15300.
Componente Gal/MPcs Fm*Gal/MPcs
C1 14.6 12.7122
C2 19.6 0.86044
C3 27.46 0.6288
C4 31.44 0.2735 0.2735
C5 36.14 0.299
C6 41.03 0.246
C7
+ 51.09 1.94142
2.75992
BF
PCS
gal
bls
gal
PCS
RGP 832.15217
42
.1
*75992.2
1000

2.5) Calcular la composición del líquido retrógrado del yacimiento a
2500 lpca a partir de los datos de las tablas 2.4 y 2.5 y el ejemplo 2.3.
Suponer que el peso molecular de la fracción de heptanos y compuestos

más pesados es la misma que el del fluido inicial del yacimiento. Res.:
C1 – C7
+; 0,405; 0,077; 0,055; 0,065; 0,056; 0,089; 0,253.
Con balance de materiales sabemos que:
F=L+V
Donde:
F= Moles totales en el sistema.
V= Moles totales de gas en el equilibrio.
L=Moles totales de liquido al equilibrio.
Para un componente tenemos entonces que:
YiVXiLZiF 
Entonces para la solución del problema se lo hace mediante error y
calculo asumiendo que F=1.
Dando como resultados:
componentes Fracción
molar
k@2500
y 195
Si L=0.1
V=0.9
Si L=0.077
V=0.923
L+VK Z/L+VK L+VK Z/L+VK
C1 0.783 2.00 1.9 0.412 1.923 0.407
C2 0.077 1.00 1.0 0.077 1.00 0.077
C3 0.043 0.76 0.784 0.055 0.779 0.055
C4 0.028 0.38 0.442 0.063 0.428 0.065
C5 0.019 0.29 0.361 0.053 0.345 0.055
C6 0.016 0.11 0.199 0.080 0.179 0.089
C7
+ 0.034 0.063 0.157 0.217 0.135 0.252
0.957 1.000
k) Se obtuvo del texto ” ENGINEERING DATA BOOK ”, Natural Gas
Processors Suppliers Association.
2.6) Estimar las recuperaciones de gas y condensado del yacimiento del
ejemplo 2.3 con empuje parcial hidrostático, si la presión del yacimiento
se estabiliza a 2500 lpca. Asúmase una saturación residual de
hidrocarburos de 20 por ciento y F=52,5 por ciento. Res.: 681,1 MPCS
acre-pie; 46,3 bl/acre-pie.
RECUPERACION POR DEPLECION HASTA 2500 Psia.
DE LA TABLA 2.5:
pieacre
MPCS
Ghumedo

 1.240

pieacre
MPCS
G o

 1.225sec
pieacre
bls
Gcondensado


.
3.15
RECUPERACION POR EMPUJE HIDROSTATICO COMPLETO A 2500
En el vapor en el yacimiento a 2500 Psia, antes del empuje
Hidrostático es:
pieacre
MPCS

 2.1210
655*73.10*794.0*1000
9.7119*2500*4.379
La recuperación fraccional de fase vapor por empuje hidrostático
completo a 2500 es:
.
14700sec
1.225
1.240sec
5.2
5.4862.1210*402.0
402.0525.0*7648.0Re
.%52
7648.0
9.7119
9.16749.7119
Bls
PCS
humedooGas
humedoGas
oGas
TablalaDe
pieacre
MPCS
VapordeContenido
cuperacion
F









Gas seco por Empuje Hidrostático a 2500 Psia.
pieacre
MPCS

 1.456
1.240
1.225
*5.486
pieacre
P
V
V
SgrV
pieacre
P
V
pieacre
P
V
V
HCparainicialvolumendelV
empujedeldespuesagua
inicialagua
trogadacondensado
trogadacondensado
trogadacondensado










3
3
3
Re
Re
Re
8172
)2.01(*25.0*43560
)1(**43560
32673.0*25.0*43560
1.503
)3.01(*25.0*43560*066.0
%6.6


Gas condensado por Empuje Hidrostático a 2500 Psia.
pieacre
MPCS

 1.33
14700
1000
*5.486
Gas seco recuperado:
pieacre
MPCS

 2.6811.4561.225
Condensado recuperado:
pieacre
Bls


.
4.481.333.15
2.7) Calcular el factor de recuperación en una operación de reciclo de un
yacimiento de condensado si la eficiencia de desplazamiento es 85 por
ciento, la eficiencia de barrido 65 por ciento y el factor de estratificación
de permeabilidad 60 por ciento. Res.: 0,332
DESARROLLO
Eficiencia de desplazamiento 85% = 0.85
Eficiencia de barrido 65% = 0.65
Factor de Estratificación 60% = 0.60
2.8) Los siguientes datos se obtuvieron del análisis de una muestra
recombinada del gas y condensado del separador. El experimento
se hace en un recipiente de PVT cuyo volumen inicial disponible
para hidrocarburos es 3958,14 cm3. Los GPM de gas húmedo y las
razones gas seco – petróleo se calcularon a partir de los factores o
constantes de equilibrio, K, usando la producción obtenida de un
separador que opera a 300 lpca y 70 º F. La presión inicial del
yacimiento es 4000 lpca (valor muy cercano a la presión del punto
de rocío), y la temperatura 186 º F.
DATOS:
3
14,3958)( cmHCVi 
FT
lpcaPiyac
ocíoPiyac
FsepT
lpcasepP


186
4000
Pr
70)(
300)(





3315,0
60,0*65,0*85,0


FR
FR

a. En base al contenido inicial de gas húmedo en el yacimiento
1,00 MMPCS, cuáles son las recuperaciones de gas húmedo,
gas seco y condensado en cada intervalo de presión, si se
considera empuje por depleción. Res.: De 4000 a 3500 lpca,
53,71 MPCS; 48,46 MPCS y 5,85 bl.
3
3
6
3
3
6
179,3961003961,0*1000,1
00417,0
3500
)186460(
*799,0*02829,0
003961,0
4000
)186460(
*867,0*02829,0
35004000
1000,1
ft
PCS
ft
PCSxVp
PCS
ft
gf
PCS
ft
g
lpcaalpcadedepleciónporempujeconsideraSe
PCSxGi










PCSxGp
Gp
ftGp
3
3
10707,53
)186460(*73*10*799,0
229*3500
4,379
00417,0
1
003961,0
1
*179,3961










blGL
MPCS
MMPCS
gal
bl
galPCSxGL
8541,5
1000
1
*
42
1
*578,4*10707,53 3


MPCS
bl
PCS
blGs
RGsPGLGs
48,48283,8*854,5
*


b. ¿Cuáles son los volúmenes de gas seco y condensado
inicialmente en el yacimiento en 1,00 MMPCS de gas húmedo.
Res.: 891,6 MPCS; 125,1 bl.
bl
MPCS
MMPCS
gal
bl
galPCSxGL
PCSxGi
095,125
1000
1
*
42
1
*254,5*1000,1
1000,1
6
6


MPCS
bl
PCS
blGs
RGsPGLGs
6,891127,7*095,125
*



DATOS DEL PROBLEMA 2.8 Composición en porcentaje
molar
Presión, lpca 4000 3500 2900 2100 1300 605
CO2 0,18 0,18 0,18 0,18 0,19 0,21
N2 0,13 0,13 0,14 0,15 0,15 0,14
C1 67,72 63,10 65,21 69,79 70,77 66,59
C2 14,10 14,27 14,10 14,12 14,63 16,06
C3 8,37 8,25 8,10 7,57 7,73 9,11
i – C4 0,98 0,91 0,95 0,81 0,79 1,01
n – C4 3,45 3,40 3,16 2,71 2,59 3,31
i – C5 0,91 0,86 0,84 0,67 0,55 0,68
n – C5 1,52 1,40 1,39 0,97 0,81 1,02
C6 1,79 1,60 1,52 1,03 1,73 0,80
C7
+ 6,85 5,90 4,41 2,00 1,06 1,07
Sumatoria 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00
Peso molecular
del C7
+
143 138 128 116 111 110
Z del gas a 186 º
F para el gas
húmedo o total
0,867 0,799 0,748 0,762 0,819 0,902
Producción de
gas húmedo, cm3
a T y P del
recipiente.
0 224,0 474,0 1303 2600 5198
GPM de gas
húmedo
(calculado)
5,254 4,578 3,347 1,553 0,835 0,895
Razón gas seco -
petróleo
7127 8283 11621 26051 49312 45872
Líquido
retrógrado, por
ciento del
volumen del
recipiente
0 3,32 19,36 23,91 22,46 18,07

2.9) Si el líquido retrógrado en el yacimiento del problema 2.8 comienza
a fluir cuando la saturación alcanza el 15 por ciento, ¿cuál será el efecto
sobre la recuperación de condensado?.
Si se tiene flujo de dos fases: de gas y de liquido retrogrado, parte
del liquido formado por condensación retrograda queda atrapado
como fase liquida inmóvil dentro de los poros de la roca, esto con
lleva a que la recuperación de condensado sea menor aquella
pronosticada suponiendo flujo monofásico.
2.10) Si la presión inicial del yacimiento en el problema 2.8 es 5713 lpca
y el punto de rocío es 4000 lpca, ¿cuáles son las recuperaciones
adicionales por acre-pie de gas húmedo, gas seco y condensado? El
factor de desviación del gas es 1,107 a 5713 lpca y los valores de GPM y
RGP (GOR), entre 5713 y 4000 lpca son los mismos que a 4000 lpca.
Res.: 104 MPCS; 92,7 MPCS y 13,0 bl.
De la formula:
WpBwWeBGiBGfGiBgfGp *)(* 
.4000@5173 PsiaGp 
MPCSSecoGas
Bls
gal
bls
MPCS
gal
MPCSCondensado
MPCSGp
Pf
ZfTf
Pi
ZiTi
Gi
Bgf
Bgi
Gi
Bgf
BgiBgfGi
Gp
53.94
1000
7127*26.13
.26.13
42
.1
*254.5*03.106
03.106
5713*867.0
4000*107.1
1*10
0282692.0
0282692.0
1*)1(*
)( 6























2.11) Calcular el valor de los productos recuperados por cada
mecanismo con referencia a la tabla 2.9, si se asume:
a. 2,00 dólares por barril de condensado y 10 centavos por MPCS
de gas.

Mecanismo de recuperación
Recuperación
de
condensado
(bl/ acre-pie )
Recuperación
de fluido total
(MPCS/ acre-
pie )
Fluido inicial en el yacimiento 143.2 1441
Empuje por depleción hasta 500
psia
71.6 1200
Empuje hidrostático a 2960 psia 81.8 823
Depleción hasta 2000 Psia 28.4 457
Empuje hidrostático a 2000 Psia 31.2 553
Total por empuje hidrostático
total
59.6 1010
dolarescuperadosoductoslosdeValor
Dolares
MPCS
ctvs
MPCS
Dolares
bls
dolares
pieacre
bls
5.4301.1444.286RePr
1.144
.10.0
*1441
.4.286
.
2
*2.143




Dolares
MPCS
ctvs
MPCS
Dolares
bls
dolares
pieacre
bls
2.2631202.143RePr
120
.10.0
*1200
2.143
.
2
*6.71




Dolares
MPCS
ctvs
MPCS
Dolares
bls
dolares
pieacre
bls
9.2453.826.163RePr
3.82
.10.0
*823
6.163
.
2
*8.81




Dolares
MPCS
ctvs
MPCS
Dolares
bls
dolares
pieacre
bls
5.1027.458.56RePr
7.45
.10.0
*457
8.56
.
2
*4.28





Dolares
MPCS
ctvs
MPCS
Dolares
bls
dolares
pieacre
bls
7.1173.554.62RePr
3.55
.10.0
*553
4.62
.
2
*2.31




Dolares
MPCS
ctvs
MPCS
Dolares
bls
dolares
pieacre
bls
2.2201012.119RePr
101
.10.0
*1010
2.119
.
2
*6.59




b. 2,50 dólares por barril y 20 centavos por MPCS
Dolares
MPCS
ctvs
MPCS
Dolares
bls
dolares
pieacre
bls
2.6462.288358RePr
2.288
.20.0
*1441
358
.
5.2
*2.143




Dolares
MPCS
ctvs
MPCS
Dolares
bls
dolares
pieacre
bls
419240179RePr
240
.20.0
*1200
179
.
5.2
*6.71




Dolares
MPCS
ctvs
MPCS
Dolares
bls
dolares
pieacre
bls
1.3695.1645.204RePr
6.164
.20.0
*823
5.204
.
5.2
*8.81




Dolares
MPCS
ctvs
MPCS
Dolares
bls
dolares
pieacre
bls
4.1624.9171RePr
4.91
.20.0
*457
71
.
5.2
*4.28





Dolares
MPCS
ctvs
MPCS
Dolares
bls
dolares
pieacre
bls
6.1886.11078RePr
6.110
.20.0
*553
78
.
5.2
*2.31




Dolares
MPCS
ctvs
MPCS
Dolares
bls
dolares
pieacre
bls
351202149RePr
202
.20.0
*1010
149
.
5.2
*6.59




c. 2,50 dólares por barril y 30 centavos por MPCS.
Dolares
MPCS
ctvs
MPCS
Dolares
bls
dolares
pieacre
bls
3.7903.432358RePr
3.432
.30.0
*1441
358
.
5.2
*2.143




Dolares
MPCS
ctvs
MPCS
Dolares
bls
dolares
pieacre
bls
539360179RePr
360
.30.0
*1200
179
.
5.2
*6.71




Dolares
MPCS
ctvs
MPCS
Dolares
bls
dolares
pieacre
bls
4.4519.2465.204RePr
9.246
.30.0
*823
5.204
.
5.2
*8.81




Dolares
MPCS
ctvs
MPCS
Dolares
bls
dolares
pieacre
bls
1.2081.13771RePr
1.137
.30.0
*457
71
.
5.2
*4.28





Dolares
MPCS
ctvs
MPCS
Dolares
bls
dolares
pieacre
bls
9.2439.16578RePr
9.165
.30.0
*553
78
.
5.2
*2.31




Dolares
MPCS
ctvs
MPCS
Dolares
bls
dolares
pieacre
bls
452303149RePr
303
.30.0
*1010
149
.
5.2
*6.59




Res.: (a) 430,50, 262,30, 245,90, 220,20 dólares; (b) 646,00,
419,00, 369,10, 351,00 dólares; (c) 790,30, 539,00, 452,40, 452,30
dólares.
2.12) En un estudio de PVT de un fluido de condensado de gas, 17,5 cm3
de gas húmedo (vapor), medidos a la presión del recipiente o celda de
prueba de 2500 lpca y temperatura de 195 º F, se pasan a un recipiente de
baja presión, donde existe vacío, y cuyo volumen de 5000 cm3 se
mantiene a 350 º F para prevenir la formación de líquido por expansión. Si
la presión del recipiente aumenta a 620 mmHg, ¿cuál es el factor de
desviación del gas en recipiente o celda de prueba a 2500 lpca y 195 º F,
asumiendo que el gas del recipiente se comporta idealmente? Res.:
0,790.
Datos:
psiaXmmHg
psiammHg
12620
7.14760


   
790.0
250460*1
5000*12
195460*
17.5cm*2500psia 33
1
11





Z
R
cmpsia
RZ
RT
VP
ZRT
PV
oo
2.13) Con las suposiciones del ejemplo 2.3 y los datos de la tabla 2.4,
demuéstrese que la recuperación de condensado entre 2000 y 1500 lpca
es 13,3 bl/acre-pie, y la razón gas seco – petróleo es 19010 PCS/bl.
250ªF
5000cm3
620mmHg
Z=1
17.5cm3
2500psia
195ªF

Fypsiapacrep
cc
cc
V º1951500@/65.2738
5.947
4.340
*7623 3

El gas producido de 2000 a 1500 psia es:
pacreMPCSGP 

 /58.265
)460195(*73.10*835.0*1000
65.2738*1500*4.379
La fraccion molar recuperada como liquido es:
pacreMPCS
Gl
nl



/462.13
58.265*025.058.265*00975.058.265*008.058.265*0675.0
0495.0025.0013.0*75.0016.0*50.0027.0*25.0
Este volumen lo convertimos en vlumen de liquido usando los valores de C4, C5, C6 y
C7 de gal/MPCS
blPCS
N
G
R
pacreMPCSG
blgalN
o
o
/190001000*
3.13
43.252
/43.252)0495.01(58.265
3.1362.55771.47*6395.64103*5894.232.36*1246.23204*7927.1
sec
sec







CAPITULO III
3.1 Si la gravedad del petróleo del yacimiento Big Sandy a condiciones
normales es 30ºAPI y la gravedad específica de su gas en solución es
0.80, ¿Cual es el factor volumétrico monofasico a 2500 lpca a partir del
grafico de correlación de la fig.3.4?
En la tabla 3.1 se obtiene la Razón gas-petróleo = 567PCS/BF a 160ºF.
Se entra en la figura 3.4 con RGP=567PCS/BF, se interseca γg= 0.80, 30ºAPI,
160ºF y nos da el valor del Factor Volumétrico= 1.32BL/BF
Res: βo=1.32BL/BF

3.2 a) Un agua connata tiene 20000 ppm de sólidos a una presión del
yacimiento de 4000 lpca y temperatura de 150°F. ¿Cuál es su
compresibilidad? Res: 3,2 x10-6.
De la grafica 3.14 se obtiene:
Solubilidad del gas natural en agua = 17.5 PC/BL
Factor de corrección= 0.9
15.75 PC/BL
De la grafica 3.15 se obtiene:
Compresibilidad del agua = 2.83 x 10-6
Factor de corrección = 1.14
3.22 x 10-6
b) ¿Cual es el factor volumétrico del agua? Res: 1,013 bl/BF
De la tabla 3.7 obtenemos el factor volumétrico del agua:
BFbl
x
w /0133.1
5.17
0073.075.15
0067.1 
3.3 Calcular la razón gas petróleo producida de la zona Gloyd-Mitchell
del campo Rodessa al cabo de nueve meses a partir de los datos de la
tabla 3.5.
Mese
s
desp
ués
de
come
nzar
la
produ
cción
Nume
ro de
pozos
Prod.
Diaria
prom. De
petróleo,
barriles
RGP
diaria
promed
ia,
PCS/BF
Presión
Promed
ia, lpca
Prod.
Diaria
de
petról
eo
por
pozo,
barril
es
Prod.
Mensual
de
petróleo
,
barriles
Prod.
Cumul
ativa
de
petról
eo,
barrile
s
Prod
mens
ual de
gas,
MPCS
Prod.
Cumulat
iva de
gas,
MPCS
RGP
cumulati
va,
PCS/BF
1 2 400 625 2700 200 12160 12160 7600 7600 625
2 1 500 750 2700 500 15200 27360 11400 19000 694
3 3 700 875 2700 233 21280 48640 18620 37620 773
4 4 1300 1000 2490 325 39520 88160 39520 77140 875
5 4 1200 950 2490 300 36480
12464
0
34656 111796 897
6 6 1900 1000 2490 316 57760
18240
0
57760 169556 930
7 12 3600 1200 2280 300 109440
29184
0
13132
8
300884 1031
8 16 4900 1200 2280 306 148960
44080
0
17875
2
479636 1088
9 21 6100 1400 2280 290 185440
62624
0
25961
6
739252 1181
Nota: mes = 365 días /12 meses = 30.4 días/mes

3.4.- Con el fin de determinar a) el gas en solución, b) el factor
volumétrico del petróleo como función de presión, se hicieron
experimentos con una muestra de liquido del fondo del campo de
petróleo La Salle.
La presión inicial del yacimiento es 3600 lpca y la temperatura de fondo
160 °F, por consiguiente, todas las medidas en el laboratorio se hicieron
a 160 °F. Los siguientes datos, en unidades prácticas, resultaron:
Presión lpca Gas en solución
PCS/BF a 14,7
lpcaY 60°F
Factor volumétrico
Del petróleo , bl/BF
3600 567 1,310
3200 567 1,317
2800 567 1,325
2500 567 1,333
2400 554 1,310
1800 436 1,263
1200 337 1,210
600 223 1,140
200 143 1.070
a) ¿Qué factores afectan a la solubilidad de gas en petróleo crudo?
1. La presión
2. Temperatura
3. Composición del gas y crudo
b) Constrúyase un grafico entre gas en solución y presión.
Gas en solución Vs Presión
0
100
200
300
400
500
600
0 1000 2000 3000 4000
Presión lpca
Razongasdisuelto-petroleo
PCS/BF

c) Inicialmente ¿El yacimiento se encontraba saturado o subsaturado?
Explicar.
Subsaturado porque la presión inicial hasta la presión de 2500 lpca se
encuentra por encima de la presión de burbuja y esto implica que no existe
gas libre en contacto con el petróleo, es decir no existe una capa de gas, a
partir del punto de saturación la presión empieza a decaer.
d) ¿Tiene el yacimiento una capa inicial de gas?
No debido a que es un Yacimiento Subsaturado
e) A partir del grafico dibujado en la parte b) ¿cuál es la solubilidad
del gas en la presión de 200 a 2500 lpca, en unidades de PCS/BF/lpca?
𝑅𝑠 =
𝑅𝑠𝑖 − 𝑅𝑠
𝑃𝑖 − 𝑃
𝑅𝑠 =
(567− 143) 𝑃𝐶𝑆/𝐵𝐹
(2500 − 200) 𝑃𝑆𝐼
𝑅𝑠 = 0,184
𝑃𝐶𝑆
𝐵𝐹
/𝑃𝑆𝐼
𝑅𝑠 =
(2500 − 200) 𝑃𝑆𝐼
(567− 143) 𝑃𝐶𝑆/𝐵𝐹
𝑅𝑠 = 5,42𝑃𝑆𝐼/
𝑃𝐶𝑆
𝐵𝐹
f) Asumiendo que la acumulación de gas por barril de petróleo a
condiciones normales es de 1000 PCS en vez de 567 PCS ¿Cuánto gas en
solución habría a 3600 lpca? en estas circunstancias, ¿Cómo se clasifica
el yacimiento: saturado o subsaturado?
BF
PCSRsi
psi
BF
PCS
psi
BF
PCS
Rs
770
2003600
143
/1843478.0
/01843478.0






3.5 A partir de los datos de la muestra de fluido de fondo presentados en
el problema 3.4.
presión
lpca
Gas en solución
PCS/BF a 14,7 lpca
Y 60°F
Factor Volumétrico
del petróleo, bl/BF
3600 567 1,310
3200 567 1,317
2800 567 1,325
2500 567 1,333
2400 554 1,310
1800 436 1,263
1200 337 1,210
600 223 1,140
200 143 1,070
a) Constrúyase un grafico del factor volumétrico del petróleo como
función y presión.
b) Explicar el cambio brusco de pendiente en la curva.
El cambio brusco en la pendiente de la curva se da debido a que el gas que se
encontraba en solución en el petróleo hasta la presión de burbuja es liberado y
por tal motivo el factor volumétrico del petróleo disminuye.
c) Por que la pendiente por encima de la presión de saturación es
negativa y menor que la pendiente positiva por debajo de la presión de
saturación?
La pendiente por encima de la presión de saturación es negativa debido a la
expansión liquida que poseen los fluidos y es menor debido a que la caída de
presión por encima del punto de burbuja decae rápidamente.
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1
1.2
1.4
0 1000 2000 3000 4000
Serie1

d) Si el yacimiento contiene inicialmente 250MM barriles de petróleo a
condiciones del yacimiento, Cual es el número de barriles en el
yacimiento a condiciones fiscales (BF)?
BF
Bls
Bo 
Bo
Bls
BF 
BFBls
Bls
BF
/310.1
10*250 6

MMBFBF 8,190
e) Cual es el volumen inicial de gas disuelto en el yacimiento?
BN
Gi
Rsi 
BNRsiGi *
MMMPCSBF
BF
PCS
Gi 2.10810*8.190*567 6

f) Cual será el factor volumétrico del petróleo, FVP, cuando la presión de
fondo del yacimiento sea prácticamente iguala la atmosférica (es decir, no
existe gas en solución)? Asúmase que el coeficiente de dilatación del
petróleo fiscal es 0,0006 por °F.
BFBlsVT
VT
TVVT
/06.1
))60160(0006.01(*1
))60(1(60


 
g) Cual es el factor de contracción o merma a 2500 lpca?
BlsBF
Bo
FCM /75.0
333.1
11

h) Expresar el FVP a 2400 lpca en unidades de pies cúbicos por barril
fiscal.
BF
p
Bls
p
BF
Bls
PSIaBo
33
356.7
615.5
*310.12400 

3.6 Un petróleo tiene un FVP de 1.340 y una razón gas en solución –
petróleo Rs de 500 PSC/BF ; la gravedad o peso específico del gas es
0.75. La gravedad del petróleo fiscal es 40ºAPI a 60ºF .
SOLUCIÓN
Fº@6040APIº
0.75g
PCS/BF500Rs
By/Bf1.340





o
a) Cual es la gravedad especifica del líquido en el yacimiento.
lb/PC42.23
340.1
.750*500*0.01362.8250*2.46
*Rs*0.01362*agua





O
O
o
go
O





0.676
lb/PC4.62
lb/PC42.23


LIQUIDO
LIQUIDO


b) ¿Cuál es la gravedad API del liquido en el yacimiento?
77.5
131.5-
676.0
141.5
131.5-
141.5
5.131
141.5





API
API
API
API
LIQUIDO
LIQUIDO


c) ¿Cuál es el gradiente del líquido en el yacimiento?
PSI/Pie293.0liquidodelradiente
PSI/Pie433.0*677.0liquidodelradiente
aguadelgradiente*liquidodelradiente



G
G
G LIQUIDO
0.825
405.131
141.5
5.131
141.5





o
o
o
API




3.7 Un tanque de 1000 p3 contiene 85 BF de petróleo crudo y 20000(a 14.7
lpca y 60ºF) de PCS de gas , ambos a una temperatura de 120ºF. Cuando
se logra equilibrio , es decir, cuando se ha disuelto el máximos de gas
que se va a disolver en el petróleo, la presión en el tanque es 500 lpca. Si
la solubilidad del gas en el petróleo crudo es 0.25 PCS/BF/lpc y el factor
de desviación del gas a 5000 lpca y 120ºF es 0.90, ¿cuál será el FVP a 500
lpca y 120ºF?
SOLUCIÓN
Datos:
Vo= 85 BF
Vg= 20000 PCS @14.7 lpca
PTANQUE =500 LPCA
Rs = 0.25 PCS/BF/lpca
Z @ 500 lpca = 0.90
FVO @ 500 lpca y 120ºF =?
500lpca@PCS/BF125Rs
500lpca*/lpca0.25PCS/BFRs
BF178.25
PC5.61
B1
*PC1000



PCS10625soluciónenGas
BF
PCS
PCS125*BF85soluciónenGas
Rs*VosoluciónenGas tanqueelen



B/BF1.517β
BF85
B128.955
β
B128.955Vo
PC5.61
B1
*PC723.44Vo
VgVoV
o
o
T





PCY276.56Vg
PCS
PCY
0.0295*PCS9375Vg
PCS9375Gf
)PCS10625-20000(Gf
soluciónenGas-inicialGasGf
PC/PCS0.0295β
500
460)(120*0.9
0.0282692β
P
T*Z
0.0282692β
g
g
g










3.8 a) ¿La compresibilidad de un líquido de yacimiento por encima del
punto de burbujeo esta basada en volúmenes a condiciones del
yacimiento o a condiciones normales?
La compresibilidad de un líquido de yacimiento por encima del punto de
burbujeo esta basado en volúmenes de yacimiento.
b) Calcular la Compresibilidad promedia del líquido en el yacimiento del
campo LaSalle por encima del punto de burbujeo, con referencia al
volumen a la presión inicial.
Datos
BFBloi
BFBlob
lpcaPi
lpcaPb
/310.1
/333.1
3600
2500






16
10*96.15
)25003600(*/310.1
/310.1/333.1
)(**
*1








lpcCo
lpcalpcaBFBl
BFBlBFBl
Co
PbPioi
oiob
dPV
dV
Co


c) Calcular la compresibilidad promedia entre 3600 y 3200 lpca, 3200 y
2800 lpca, y entre 2800 y 2500 lpca con referencia al volumen a la presión
mayor en cada caso.
Presión
(lpca)
Factor Volumétrico del Petróleo
(Bl/BF)
3600 1,310
3200 1,317
2800 1,325
2500 1,333
De 3600 a 3200
16
10*358.13
)32003600(*/310.1
/310.1/317.1
)(**
*1








lpcCo
lpcalpcaBFBl
BFBlBFBl
Co
PbPioi
oio
dPV
dV
Co



De 3200 a 2800
16
10*186.15
)28003200(*/317.1
/317.1/325.1
)(**
*1








lpcCo
lpcalpcaBFBl
BFBlBFBl
Co
PbPioi
oio
dPV
dV
Co


De 2800 a 2500
16
10*126.20
)25002800(*/325.1
/325.1/333.1
)(**
*1








lpcCo
lpcalpcaBFBl
BFBlBFBl
Co
PbPioi
oio
dPV
dV
Co


d) ¿Cómo varia la compresibilidad con la presión por encima del punto de
burbujeo? Explicar por que.
La compresibilidad aumenta mientras la presión del yacimiento disminuye ya
que los valores mayores corresponden a altas gravedades API, mayores
cantidades de gas disuelto y a mayores temperaturas.
e) ¿Cuál es el intervalo común de variación de las compresibilidades de
líquidos en yacimientos?
La compresibilidad de petróleo varía de 5 a 100x10-6 lpc-1
f) Convertir la compresibilidad de 15x 10-6 lpc-1 a barriles por millón de
barriles por lpc
MMBllpcBlsCo
Bl
lpcx
Co
lpcxCo
/15
*
1015
1
1015
16
16





3.9 Usando los símbolos de letras para ingeniería de yacimientos,
expresar los siguientes términos para un yacimiento volumétrico
subsaturado:
a) Petróleo inicial en el yacimiento en barriles fiscales.
oiNxVo 

b) La recuperación fraccional después de producir Np BF.
100x
o
oio
r
N
Np

 

c) El volumen ocupado por el petróleo (liquido) remanente después de
producir Np BF.
oio
Npo
N




..
d) Los PCS de gas producido.
RpNpGp .
e) Los PCS de gas inicial.
RsiNGi .
f) Los PCS de gas en el petróleo sobrante.
 RsNpNGs .
g) Por diferencia, los PCS de gas liberado o libre en el yacimiento
después de producir Np BF.
  RpNpRsNpNRsiNGf .... 
h) El volumen ocupado por el gas liberado o gas libre.
VoVoiVg 
3.10 A partir de las características del fluido del yacimiento 3-A-2
presentadas en la figura 3.7
a) Calcular la recuperación en tanto por ciento cuando la presión
disminuye a 3550, 2800, 2000, 1200 y 800 lpca, asumiendo que el
yacimiento pueda explotarse con una razón gas-petróleo producida
cumulativa constante e igual a 1100 PCS/BF. Dibujar las recuperaciones
en tanto por ciento como función de presión.
A T = 190ºF

PRESIÓN
(lpca)
Rp
(PCS/BF)
βo
(bbl/BF)
Z
(-)
βg
(bbl/PCS)
Rs
(PCS/BF)
r
(%)
3550 1100 1.60 0.895 0.000825 1100 1.8
2800 1100 1.52 0.870 0.001018 900 8.9
2000 1100 1.44 0.870 0.001400 700 21.8
1200 1100 1.36 0.900 0.002500 500 44.6
800 1100 1.32 0.930 0.003800 400 60.6
b) Para demostrar el efecto de una alta RGP sobre la recuperación,
calcular de nuevo las recuperaciones asumiendo una RGP producida
acumulativa constante e igual a 3300 PCS/BF. Dibujar las recuperaciones
en tanto por ciento como función de presión en el mismo papel del
gráfico anterior en parte a)
PRESIÓN
(lpca)
Rp
(PCS/BF)
βo
(bbl/BF)
Z
(-)
βg
(bbl/PCS)
Rs
(PCS/BF)
r
(%)
3550 3300 1.60 0.895 0.000825 1100 0.87
2800 3300 1.52 0.870 0.001018 900 3.87
2000 3300 1.44 0.870 0.001400 700 8.50
1200 3300 1.36 0.900 0.002500 500 15.4
800 3300 1.32 0.930 0.003800 400 19.5
c) ¿Cómo es afectada aproximadamente la recuperación en porcentaje si
se triplica la razón gas-petróleo producida?
Es afectada en 3 veces aproximadamente.
d) ¿Es razonable decir que para aumentar la recuperación, pozos con
altas razones gas-petróleo deben reacondicionarse o cerrarse?

Sí, porque al aumentar la relación gas-petróleo producida disminuye
notablemente la recuperación fraccional y por ende la recuperación de petróleo
se verá muy afectada.
3.11.- Si el yacimiento 3-A-2 produce un millón de BF de petróleo con
una RGP producida cumulativa de 2700 PCS/BF , haciendo que la presión
disminuya de la presión inicial de 4400 lpca a 2800 lpca. ¿Cuál es el
petróleo inicial en el yacimiento en barriles fiscales?
Datos:
Np=1*106 BF
Rp= 2700 PCS/BF
Pi=4400 lpca
Pf= 2800 lpca
N=?
Solución
Por la figura 3,7 ( Datos PVT para el fluido de yacimiento 3-A-2)
βoi=1,57 @ 4400 PSI
Z=0,87 @ 2800 PSI
βo=1,52 @ 2800 PSI
Rsi=1100 @ 4400 PSI
Rs= 900 @ 2800 PSI
Calculo de Bg
𝛽𝑔 =
𝑧𝑛𝑅𝑇
𝑃
𝛽𝑔 =
0,028269∗ 0,87 ∗ (190 + 460)
2800
𝛽𝑔 = 5,7 ∗ 10−3
𝑃3
𝑃𝐶𝑆
𝐵𝑔 = 5,7 ∗ 10−3
𝑃3
𝑃𝐶𝑆
∗
1𝐵𝑏𝑙
5,61𝑃3
𝛽𝑔 = 1,017 ∗ 10−3
𝐵𝑏𝑙
𝑃𝐶𝑆
𝐹𝑅 =
𝑁𝑝
𝑁
=
𝛽𝑜 − 𝛽𝑜𝑖 + 𝛽𝑔(𝑅𝑠𝑖 − 𝑅𝑠)
𝛽𝑜 + 𝛽𝑔(𝑅𝑝 − 𝑅𝑠)

𝑁𝑝
𝑁
=
1,52 − 1,57 + 1,017 ∗ 10−3(1100 − 900)
1,52 + 1,017 ∗ 10−3(2700 − 900)
𝑁𝑝
𝑁
= 0,0458
NP =1*106 BF
𝑁 =
𝑁𝑝
0,0458
𝑁 =
1 ∗ 106
0,0458
𝐵𝐹
𝑁 = 21842242,5𝐵𝐹
𝑁 = 21,84𝐵𝐹
3.12. Los siguientes datos se obtuvieron de un campo de petróleo sin
capa original de gas ni empuje hidrostático:
Volumen poroso Disponible del yacimiento para petróleo=0,42 PCS/BF/lpc
Presión Inicial de Fondo= 3500 lpca
Temperatura de fondo=140°F
Presión de Saturación del Yacimiento=2400 lpca
Factor volumétrico del petróleo a 3500lpca= 1,333 bl/BF
Factor de Compresibilidad del Gas a 1500 lpca y 140°F=0,95
Petróleo producido a 1500 lpca=1,0 MM BF
Neta RGP producida cumulativa= 2800 PCS/BF
a) Calcular el petróleo inicial en el yacimiento en BF.
MMBF
PC
Bls
Bls
BF
PCNi
BoiViNi
02.10
615.5
*7502,0*10*75
*
6


b) Calcular el gas inicial en el yacimiento en PCS
MMMPC
BF
PC
BFGi
RsiNiGi
101008*10*02.10
*
6


c) Calcular la razón gas disuelto-petróleo inicial en el yacimiento.
BF
PC
Rsi 10082400*42.0 

d) Calcular el gas remanente en el yacimiento a 1500 lpca en PCS.
MMMPCSGr
Gr
RpNpRsiNiGr
28.7
)2800*10*1()1008*10*10(
)*()*(
66



e) Calcular el gas libre en el yacimiento a 1500 lpca en PCS.
MMMPCSGf
Gf
NpRpRsNpNNRsiGf
61.1
)2800*10*1(630)10*110*10())1008(10*10(
)(
6666



f) Calcular a 14,7 lpca y 60°F el factor volumétrico del gas liberado a
1500 lpca.
PCS
PC
Bg 0107.0
1500
))460140(*95.0(
02827.0 


g) Calcular el volumen en el yacimiento de gas libre a 1500 lpca.
36
3
10*2.1761.1*0107.0
*
PMMMPCS
PCS
p
Vi
GfgVi

 
h) Calcular la RGP total en el yacimiento a 1500 lpca.
BF
PCS
NpN
Gr
RGP 8.808
)10*110*10(
10*28.7
)( 66
9





i) Calcular la razón gas en solución-petróleo, RGP, a 1500 lpca.
BF
PC
6301500*42.0 
j) Calcular el factor volumétrico del petróleo a 1500 lpca.
)(
))()((
NPN
RsRsiNBgNBoiRsRpNpBg
Bo



 
)1011010(
630100880107.0*1010333.1*1010)6302800)(0107.0*10*1(
66
666















BF
PC
PCS
PC
BF
BF
BI
BF
BF
PC
BF
PCS
PCS
PC
BF
Bo
BF
BlsBo 15.1
k) Calcular el factor volumétrico total o de dos fases del petróleo y su
gas disuelto, a 1500 lpca.

 RSRSIBgBoBt 
3
3
61.5
1
*63010080107.015.1
P
Bls
BF
PCS
BF
PCS
PCS
P
BF
Bls
Bt 






BF
BlsBt 86.1
3.13. a) continuando los cálculos del campo Nelly-snyder. Calcular el
porcentaje de recuperación y saturación de gas a 1400 lpcr.
SOLUCIÓN
PCS/BF828.5
2
727885
2
S21





Ravg
Ravg
RR
Ravg s
11.3%o0.113
772s-
5.828*)0189.0(885*0189.0
00174.03978.1
)772885(00174.0.423513978.1
Rs-
*)(*
)(
o
o






 








 



Np
Np
Np
Np
Np
RavgNpbNpRsiNpb
RR
Np
g
ssigoi


10.34%o0.1034
0.20)-0.6966-(1
Sw)-So-(1



Sg
Sg
Sg
b) ¿Cuál es el factor de desviación del gas a 1600lpcr y temperatura de
fondo de 125ºF?
SOLUCIÓN
%1.89o0.0189
4509,1
,423514509,1
o
o





r
r
r oi


0.6966
)
4235.1
3978.1
(0.20)-(10.1132)-(1
)(Sw)-(1r)-(1
o
o



So
So
So
i



82.0
)460125(*028269.0
1600*00847.0
*028269.0
*
**028269.0
00847.0
61.5
*
PCS
Bls
0.00151






Zg
Zg
Ty
PyBg
Zg
Py
ZyTy
Bg
PCS
PC
Bls
PC
3.14 Las propiedades PVT del fluido del yacimiento volumétrico de
petróleo de la arena “ R “ se presenta en la figura 3.18. Cuando la
presión del yacimiento disminuye desde su presión inicial , 2500 lpca,
a una presión promedia de 1600 lpca, la producción correspondiente
de petróleo es 26.0 MM BF. La RGP cumulativa a 1600 lpca es 954
PCS/BF y la RGP actual es 2250 PCS/BF. La porosidad promedia es 18
por ciento. La cantidad de agua producida es insignificante , y las
condiciones normales son 14.7 lpca y 60ºF.
SOLUCIÓN
Pi = 2500 lpca
P = 1600 lpca
NP = 26 MM BF
Rp = 954 PCS/BF @ 1600
Rp actual = 2250 PCS/BF
Ø = 18 %
Sw = 18 %
BY/PCS0.001575Bg
PC5.61
B1
*PCY/PCS0.008838Bg
1600
460)(150*0.82
*0.0282692Bg
P
T*Z
*0.0282692Bg





a) Calcular el petróleo inicial en el yacimiento.
De la figura 3.18 obtenemos:
Z = 0.85 @ 2500 lpca Z = 0.82 @ 1600 lpca
Boi = 1.29 B/BF @ 2500 lpca Bo = 1.214 B/BF @ 1600 lpca

Rsi = 575 PCS/BF @ 2500 lpca Rs = 385 PCS/BF @ 1600 lpca
 
 
BFMM246N
385750.001575(51.291.214
385)540.001575(91.21401*26
N
)Rs(
Rs)-Rp(Np
6







sigoio
go
Rβββ
ββ
N
b) Calcular en PCS , el gas liberado que permanece en el yacimiento a
1600 lpca.
PCSMMM31.95Gf
10*26*954385*10*26)(246575*10*246Gf
RpNp-Rs)Np-N(-NRGf
666
si



c) Calcular la saturación promedia del gas en el yacimiento a 1600
lpca.
12.99%Sg
0.1299Sg
0.180.69011Sg
SwSo1Sg
0.6901So
1.29*10*246
0.18))1.214(110*2610*(246
So
Nβ
Sw)(1Np)β-N(
Sw)-(1
Nβ
Np)β-N(
Vp
Vo
So
6
66
oi
ooi
o









d) Calcular los barriles de petróleo que se recuperarían a 1600 lpca si
se hubiera reinyectado en el yacimiento todo el gas producido.
Si se inyecta todo el gas producido significa que no tenemos Rp ; Rp = 0

 
 
 
 
BFMM90Np
385)0.001575(01.214
385)750.001575(51.291.21410*246
Np
Rs)-Rp(ββ
Rs)(RβββN
Np
6
go
sigoio







e) Calcular el factor volumétrico bifásico de petróleo a 1600 lpca.
B/BFβt1.513
385)-750.001575(51.214βt
Rs)(Rβββt sogo


f) Asumiendo que el gas libre no fluye , ¿ cuál sería la
recuperación con empuje por depleción hasta 2000 lpca?

BFMM1.892Np
BF10*246*0.00769N*rNp
N
Np
r
0.00769
1.3
1.291.3
β
ββ
r
lpca2200@3.18figuraladeobtenidoβNpdelCálculo
Np
2
RsR
*)NP(NpR*Np
Np
R*ΔNp
RpRp@200
B/PCS0.00126β
PC5.61
B1
*PC/PCS0.00707β
2000
460)(150*0.82
0.0282692β
P
T*Z
0.0282692β
PCS/BF510Rs
0.82lpca2000@Z
B/BF1.272lpca2000@β
b
6
b
b
ob
oiob
obb
2000lpca@
2000lpca@si
b2000lpca@sib
lpca2000
g
g
g
g
o













 












g) Calcular en PCS , el gas libre inicial en el yacimiento a 2500 lpca.
BFMM11.90Np
Np
2
510575
)10*1.892Np(575*10*1.892
*0.001261.272
510)50.00126(571.29(1.27210*246
Np
lpca2000@
2000lpca@
6
2000lpca@
6
6
lpca2000@


















 





Como 2500 lpca es la presión inicial y no tenemos capa de gas entonces Gf = 0
PCS0Gf
NR-NRGf
R
NpRpNp)Rs(NNRGf
00
sisi
si
si





3.15 Si el yacimiento del problema 3.14 es de empuje hidrostático, y se
intruye en el yacimiento 25x106 barriles de agua, cuando la presión
decrece a 1600 lpca, ¿Cuál es el petróleo inicial en el yacimiento?
Úsense las mismas RGP cumulativa y actual, los mismos datos de PVT
y asúma se que no ocurre producción de agua.
Datos:
BldeaguaxWe
Sw
p
BFPCSRactual
lpcaBFPCSRp
MMBFNp
6
1025
%18
%18
/2250
1600@/954
0,26







Con la figura 3.7 se puede obtener los siguientes valores:
lpcaz
lpcaBFPCSRs
lpcaBFPCSRsi
lpcaBFBloi
lpcaBFBlo
1600@82.0
1600@/385
2500@/575
2500@/29.1
1600@/215.1







Se calcula el Bg
PCSBlg
lpca
F
g
P
znRT
g
/0015746,0
1600*4.379*615,5
)º460150(*73.10*82.0
615,5







Como existe intrusión de agua se deduce la siguiente ecuación:

   
     
  
  RsRsigoio
WeRsRpgoNp
N
RsRsigoioNWeRsRpgoNp
gRsgRsioioNWegRpgRsoNp
gNRsgNRsioiNoNWegNpRpgNpRsoNp
WegNpRpgNpRsgNRsgNRsioNpoNoiN













Se calcula con los datos:
  
  
  
  
MMBFN
BFxN
BFPCSBFPCSPCSBlBFBlBFBl
BlsaguaxBFPCSBFPCSPCSBlBFBlBFx
N
RsRsigoio
WeRsRpgoNp
N
134
1083.133
/385/575/0015746.0/29.1/215.1
1025/385/954/0015746.0/215.1100,26
6
66










3.16 los siguientes datos de producción e inyección de gas
corresponden a cierto yacimiento:
Producción acumulada
de petróleo
Np, MMBF
Razón gas petróleo
promedia diaria, R
PCS/BF
Volumen cumulativo
de gas inyectado,
Gi MM PCS
0 300 --
1 280 --
2 280 --
3 340 --
4 560 --
5 850 0
6 1120 520
7 1420 930
8 1640 1440
9 1700 2104
10 1640 2743
a) Calcular la RGP promedia de producción durante el intervalo de
producción de petróleo de 6 MM a 8 MM BF. Res: 1420 PCS/BF.
BFPCS
xxx
Rp
Np
NpdR
Rp
Np
/1418
876
816407142061120
..
0






b) Cual es el RGP producida cumulativa cuando se ha producido 8 MM
BF de petróleo. Res: 731 PCS/BF.

BFPCSRGP
BFPCSRGP
BFPCSRGP
BFPCSRGP
/450
2
560340
4
/310
2
340280
3
/280
2
280280
2
/290
2
280300
1












Producción acumulada
de petróleo
Np, MMBF
Razón gas petróleo
promedia diaria, R
PCS/BF
RGPavg
PCS/BF
0 300 --
1 280 290
2 280 280
3 340 310
4 560 450
5 850 705
6 1120 985
7 1420 1270
8 1640 1530
Total 5820
BFPCSRGP /5.727
8
5820

c) Calcular la RGP neta promedia de producción durante el intervalo
de producción de petróleo de 6 MM a 8 MM BF. Res: 960 PCS/BF.
BFPCS
xx
Rp /955
2
1910
2
1
2
1440930
1
2
930520





BFPCS
BF
PCS
producidoPetroleo
producidoGas
RGP
PCSPCS
BF
PCS
BF
PCS
BF
PCS
BFproducidoGas
/940
10*2
1880000000
.188000000010*)9301440(1530*10*1
10*)520930(1270*10*1
6
66
66




d) Calcular la RGP neta producida cuando se ha producido 8 MM BF.
Res: 551 PCS/BF.
BF
PCSproducidoGas
RGP
PCSPCS
BF
PCS
BFproducidoGas
5.547
10*8
10*43810*14405.727*10*8
6
966


e) Dibujar en un mismo papel la RGP promedia diaria, la producción
cumulativa de gas, la producción neta cumulativa de gas y el volumen
cumulativo de gas inyectado como función de la producción cumulativa
de petróleo.
3.17 En base a núcleos y registros de varios pozos secos, se determinó
un acuífero que rodea un campo de petróleo y tiene un espesor
promedio de 25 pies y una porosidad promedia de 15 por ciento. El
acuífero cubre un área aproximada de 125 millas cuadradas. Si la
presión promedia del acuífero es 4000 lpca y su temperatura 140ºF,
¿cuál será el volumen de agua que el acuífero puede suministrar al
yacimiento si la caída promedia de presión en todo el acuífero es de 500
lpc?
PhrCeVw  ***** 2

PhACeVw  **** 
2
2
2
3481104980
1
52.5277
125 pies
milla
pies
millasA 






1666
10*710*310*4 
 psiCe
0
300
600
900
1200
1500
1800
2100
2400
2700
3000
0 2 4 6 8 10
Np
RGP
Np vs R Np vs produccion cumulativa Np vs Gi

BLS
pc
BLS
pcVw
pcVw
6
96
10*16.8
615.5
1
*45675000
45675000500*15.0*25*10*48.3*10*7

 
3.18.- Uniformar los siguientes factores volumétricos relativos para un
yacimiento de petróleo entre la presión inicial del mismo,4500 lpcr, y la
presión del punto de burbujeo, 1447 lpcr. Obtener los factores
volumétricos con cinco cifras decimales.
Presión
lpcr
Factor
volumétrico
relativo
4500 0,9602
4000 0,9654
3500 0,9711
3000 0,9769
2500 0,9833
2000 0,9907
1500 0,9989
1447 1,000
Datos
Pi= 4500 lpcr
Pb= 1447 lpcr
Solución
De la grafica podemos concluir la siguiente ecuación :
𝑉′𝑟
= 1,000 − (
1,000 − 0,9602
4500 − 1447
)(𝑃 − 1447)
𝑉′𝑟
= 1,000 − 1,303635−5
(𝑃 − 1447)
Resultados:
Presió
n
FVR V’r
Variaciones
(FVR-V’r ')
Variaciones
uniformes
valores uniformes
V’r
4500 0.9602 0.9602 0 0 0.9602
4000 0.9654 0.9667 0.00132 0.00128 0.96544
3500 0.9711 0.9732 0.00214 0.00215 0.97109
3000 0.9769 0.9797 0.00285 0.00285 0.9769
2500 0.9833 0.9862 0.00297 0.00295 0.98332
2000 0.9907 0.9927 0.00209 0.0022 0.99059
1500 0.9989 0.999 0.00041 0 0.99931
1447 1 1 0 0 1

3.19. El factor volumétrico del petróleo a 5000 lpca, presión inicial de
un yacimiento subsaturado que produce por encima del punto de
burbujeo, es 1,510 bl/BF. Cuando la presión decrece a 4600 lpca,
debido a la producción de 100.000 BF de petróleo, el factor
volumétrico del petróleo es 1,520 bl/BF. La saturación de agua connota
es 25 por ciento, la compresibilidad del agua es 3,20*10-6 lpc-1 y
basándose en la porosidad promedia de 16 por ciento, la
compresibilidad de la roca es 4,0*10-6 lpc-1. La compresibilidad
promedia del petróleo entre 5000 y 4600 lpca relativa al volumen a 5000
lpca es 17,00*10-6 lpc-1. Evidencia geológica y la ausencia de
producción de agua indican un yacimiento volumétrico.
Datos:
Factor volumétrico relativo por encima del punto de
burbujeo
0,955
0,96
0,965
0,97
0,975
0,98
0,985
0,99
0,995
1
0 1000 2000 3000 4000 5000
Presión lpcr
Factorvolumetricorelativo
Datos PVT Variacion de los datos PVT

16
16
16
10*17
10*4
16.0
10*20.3
75.0
25.0
100000
4600
5000
510.15000@
520.14600@














lpcCo
lpcCf
lpcCw
So
Sw
BFNP
lpcaP
lpcaPi
BF
Bls
lpcaBoi
BF
Bls
lpcaBo
a) Suponiendo que este es el caso Cual es el petróleo inicial en el
yacimiento?
MMBFN
lpclpc
BF
Bls
BF
N
PCeBoi
WpBwWeBoNp
N
lpcCe
Ce
So
CfSwCwSoCo
Ce
WpBwWeBoNpPCeBoiN
75,10
400*10*34.2*51.1
052.1*100000
**
**
10*34.2
75.0
10*410*20.3*25.010*17*75.0
****
15
15
666















b) Se desea hacer un inventario de los barriles fiscales iniciales en el
yacimiento a un segundo intervalo de producción. Cuando la presión
decrece a 4200 lpca, el factor volumétrico del petróleo es 1,531 bl/BF, y

la producción es de 205 M BF. Si la compresibilidad promedia del
petróleo es 17,65*10-6 lpc-1. Cual es el petróleo inicial en el yacimiento?
MMBFN
lpclpc
BF
Bls
BF
Bls
BF
N
PCeBoi
WpBwWeBoNp
N
lpcCe
Ce
So
CfSwCwSoCo
Ce
WpBwWeBoNpPCeBoiN
P
lpcCo
MBFNp
BF
Bls
lpcaBo
80.10
800*10*405.2*51.1
0531.1*205000
**
**
10*405.2
75.0
10*410*20.3*25.010*65..17*75.0
****
800
10*65.17
205
531.14200@
15
15
666
16




















c) Después de analizar los núcleos y registros, el cálculo volumétrico
del petróleo inicial en el yacimiento es 7,5 MM BF. Asumiendo que este
valor es correcto, Cual es la intrusión de agua en el yacimiento cuando
la presión disminuye a 4600 lpca?
BlWe
lpc
BF
Bls
BFBFWe
PCeBoiNWpBwBoNpWe
WpBwWeBoNpPCeBoiN
lpcCe
We
MMBFN
45998
400*10*34.2*510.1*10*5.70520.1*100000
*****
****
10*34.2
?
5.7
156
15










3.20 Estimar la recuperación fraccional considerando empuje
hidrostático en el yacimiento de una arenisca cuya permeabilidad es
1500 md , saturación de agua 20% y espesor promedio de la formación
50 pies.
SOLUCIÓN
0.603R
)(500.00035-)(0.251.538-)1.5(log0.136-(0.20)0.256(1500)log0.2720.114R
H0.00035-1.538-log0.136-Sw0.256Klog0.2720.114 o


 R
3.21 Las propiedades de un yacimiento volumétrico subsaturado
son las siguientes:
Pi = 4000 lpca Cw = 3 * 10-6 lpc-1
Pb = 2500 lpca Cf = 5 * 10-6 lpc-1
Sw = 30 % Boi = 1.300 bl/BF @ 4000 lpca
Ø = 10 % Bo = 1.320 bl/BF @ 3000 lpca
a) Calcular a 4000 lpca el volumen poroso total , rl volumen de agua
connata y rl volumen de hidrocarburos. Expresar las respuestas en
barriles por avre – p.
A las condiciones iniciales a acre – pie de roca contiene 7758 barriles.

pie-acre
B
775.8Vp
pie-acre
B
7758*0.1Vp
φ*VTVp
VT
Vp
φ




pie-B/acre232.74V
0.3*0.1*7758V
Sw*φ*7758V
connataagua
connataagua
connataagua




pie-B/acre543.06V
0.3)-1(*0.1*7758V
Sw)-(1*φ*7758V
rohidrocarbu
rohidrocarbu
rohidrocarbu




b) c) Repetir la parte a) para 3000 lpca.

piere771.92B/acVp
3000)(400010*5-7758(1Vp
P)*Cf(1VpVp
6
i





piere233.44B/acVw
3000))(4000*10*3(10.3(775.8)Vw
ΔP)*Cw(1*Vpi*SwVw
6





pie-acreB/538.48V
pie-B/acre)233.44-(771.92V
VwVpV
rohidrocarbu
rohidrocarbu
rohidrocarbu



c) Calcular el petróleo fiscal en el yacimiento a 4000 lpca y 3000 lpca.
Calcular la recuperación fraccional a 3000 lpca.
Petróleo Fiscal en el Yacimiento @ 4000 lpca = N
pie-acreBF/417.74N
BF
B
1.30
pie-acre
B
543.06
N
B
lpca4000@V
N
oi
o



1-6-
lpca10*15.39Co
)3000-4000(*1.30
1.30-1.320
ΔP*Boi
BoiBo
Co





pie-BF/acre407.93lpca3000@yacimientoelenFiscalPetróleo
pie-BF/acre)9.8-417.73(lpca3000@yacimientoelenFiscalPetróleo
)Np-N(lpca3000@yacimientoelenFiscalPetróleo
pie-BF/acre9.80Np
1.320
3000)1.30(4000*610*23.814*417.73
o
B
oi
B*ΔP*Ce*N
Np
1lpca610*23.814Ce
0.7
610*5610*3*0.300.7*6-10*15.39
So
CfSwCwCoSo
Ce











0.023r
417.74
9.8
N
Np
r


d) Calcular la compresibilidad del petróleo entre 4000 lpca y 3000 lpca
, relativa al volumen a 4000 lpca.
1-6-
lpca10*15.39Co
)3000-4000(*1.30
1.30-1.320
ΔP*Boi
BoiBo
Co




e) Calcular la recuperación a 3000 lpca a partir de la Ec. ( 3.36 ).
0.023r
417.74
9.8
N
Np
r



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