Este documento presenta los datos técnicos de un pozo petrolero actual que produce 750 barriles de petróleo por día. Se desea aumentar la producción a 1080 barriles por día. El documento aplica el método de los 10 pasos para determinar la nueva presión de fondo requerida de 2411 libras por pulgada cuadrada y corregir la presión por la presencia de gas. Calcula la densidad de la mezcla, la relación de solubilidad del gas, y el factor volumétrico del gas a condiciones de presión de entrada al po

1. PRACTICO # 1
Tubería de revestimiento 9 5/8” 47 lb/ft. @ 5853 ft.
Liner 7” *26 lb/ft. @ 9150 ft.
Profundidad del pozo 10601 ft.
Tubería de producción 3 ½” EUE 8RD
Profundidad de asentamiento de
bomba
8358 ft.
Producción actual 750 BFPD
Presión estática de fondo 3275 LPC. @ 10601 ft.
Presión de fondo fluyente 2755 LPC. @v750 BFPD.
Producción deseada 1080 BFPD.
Corte de agua 65.3 %
Índice de productividad 1.25 BFPD/Psi.
Presión de cabeza de pozo 120 Psi.
RGP producido 530 PCS/BF.
Temperatura de fondo 220 F.
Condiciones de flujo
SG agua 1.085
Corte de petroleo 34.7 %
API 33
SG gas 0.7
Presión de burbuja 1880 Psi.
Fuente de energía eléctrica
Voltaje primario 12470 Volt.
Frecuencia 60 Hz.
APLICACIÓN DEL METODO DE LOS 10 PASOS (LAT)
1. Datos básicos.
Suministrados por el cliente en formato “Data sheet”
2. Capacidad productiva del pozo.
Ip= 1.25 BFPD/Psi.
 Determinación de la nueva Pwf con la producción deseada.
𝑃𝑤𝑓 = 𝑃𝑒𝑠𝑡𝑎𝑡𝑖𝑐𝑎 −
𝑄
𝐽
𝑃𝑤𝑓 = 3275 −
1080
1.25
𝑃𝑤𝑓 = 2411 𝑃𝑠𝑖.

2.  Determinación de la densidad de la mezcla.
𝜌𝑚 = 𝑆𝐺𝑜 ∗ %
𝑜
100
+ 𝑆𝐺𝑤 ∗ %
𝑤
100
𝜌𝑚 =
141.5
131.5 + 33
∗
34.7
100
+ 1.085 ∗
65.3
100
𝜌𝑚 = 1.006
 Determinación de la densidad de la mezcla corregida.
𝛾𝑚 = 1.006 ∗ 0.433
𝑃𝑠𝑖
𝑓𝑡
𝛾𝑚 = 0.436
𝑃𝑠𝑖
𝑓𝑡
3. Corrección por gas.
 Determinación de PIP
𝑃𝐼𝑃 = 𝑃𝑤𝑓 − 𝛥𝑃𝑏𝑜𝑚𝑏𝑎
𝑃𝐼𝑃 = 2411 − (10601− 8358)∗ 0.436
𝑃𝑠𝑖
𝑓𝑡
𝑃𝐼𝑃 = 1432 𝑃𝑠𝑖.
 Determinación de la Rs.
𝑅𝑠 = 𝛾𝑔 ∗ (
𝑃𝑏
18
∗
100.0125∗𝐴𝑃𝐼
100.00091 ∗𝑇
)
1.2048
𝑅𝑠 = 0.7 ∗ (
1432
18
∗
100.0125 ∗33
100.00091 ∗220
)
1.2048
𝑹𝒔 = 245.92
𝑀𝑝𝑐𝑛
𝐵𝑓
 Factor volumétrico del gas en la tubería.
𝛽𝑔 = 5.04 ∗
𝑍 ∗ ( 𝑇𝑓 + 460)
𝑃𝑒𝑠𝑡 + 14.7
𝛽𝑔 = 5.04 ∗
0.85 ∗ (220 + 460)
3275 + 14.7
𝛽𝑔 = 0.8858
𝐵𝑏𝑙
𝑀𝑝𝑐𝑛
 Factor volumétrico a condiciones de PIP y Tf

3. 𝛽𝑔 = 5.04 ∗
𝑍 ∗ ( 𝑇𝑓 + 460)
𝑃𝐼𝑃 + 14.7
𝛽𝑔 = 5.04 ∗
0.85 ∗ (220+ 460)
1432 + 14.7
𝛽𝑔 = 2.013
𝐵𝑏𝑙
𝑀𝑝𝑐𝑛