Informe Ejecutivo Snap.docx

UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER ESCUELA DE INGENIERIA DE PETROLEOS METODOS DE PRODUCCIÓN PRIMER SEMESTRE 2018 GRUPO J1

INTEGRANTES

CODIGOS

Lizeth Daniela Arenales Villamizar

2144292

María Margarita Bossio Pérez

2134307

Diana Carolina Valencia Hernández

2144282

Diligencie los siguientes datos sobre el pozo seleccionado: DATOS GENERALES

NOMBRE DEL POZO CBES-0006 CAMPO EN EL QUE SE ENCUENTRA CASABE UBICACIÓN DEL CAMPO N 7° 0' 6.96759", W 73° 57' 0.80358" PROPIEDAD Presión de Yacimiento Temperatura del Yacimiento Presión de Burbuja del Crudo Gravedad API del Crudo Gravedad Específica del Agua Temperatura en Cabeza de Pozo Presión del Separador Temperatura del Separador Tubería de Producción Línea de Flujo Rugosidad en Tubería y Línea de Flujo Presión Actual en Cabeza de Pozo Presión Actual en Fondo de Pozo

VALOR UNIDADES 1700 PSI 116 1570 22 1,02 95

°F PSI °API ADIM. °F

28 PSI 107 °F 3,5” 2” 0,0018 114 PSI 1665 PSI

Estado mecánico:

Línea de flujo 2”

Tubería de producción 3.5”

TVD 6673.82 ft

Datos PVT:

PRUEBAS DE PRODUCCIÓN

Fecha

Qo (Bls/día)

Qw (Bls/día)

01/24/2018

33,92

235,26

01/03/2018

70,05

207,94

12/27/2017

72,28

205,71

10/18/2017

100,15

145,21

10/11/2017

72,98

258,77

09/25/2017

75,07

249,91

09/13/2017

45,63

277,99

Qg (scf/día) 0 0 0 0 0 0 0

Pwf (psi) 286,05 139,73 95,7 54,49 45,19 67,38 21,77

IPR: Flujo después de flujo. Después de realizar un análisis sobre las demás correlaciones la que mejor se ajustaba a nuestro pozo de estudio fue esta, ya que era un pozo que solo produce aceite.

Correlaciones Flujo Horizontal y Vertical:

VISCOSIDAD DEL CRUDO

Presiones (psi)

Visc (cP) [T=_116_ºF]

Visc (cP) [T=_107_ºF]

1700 1670 1650

30,84 30,78 30,72 30,58 30,5

32,39 32,29 32,23 32,08 32

1600

1570

TOPOGRAFÍA DE LA LÍNEA DE FLUJO

Punto

Distancia desde la cabeza de pozo (m)

Elevación (m)

1

12

0,24

2

24

0,48

3

36

0,72

4

48

0,96

5

60

1,2

6

72

1,44

7

84

1,68

8

96

1,92

9

108

2,16

10

120

2,4

11

132

2,64

12

144

2,88

13

156

3,12

14

168

3,36

15

180

3,6

16

192

3,84

17

204

4,08

18

216

4,32

19

228

4,56

20

240

4,8

21

252

5,04

22

264

5,28

23

276

5,52

24

288

5,76

25

300

6

SURVEY DEL POZO

MD (ft)

TVD (ft)

143

143

611 962

610,93 960,66

1216 1498 1830

1211,33 1486,7 1806,6

2257 2638

2204,37 2536,46

2930 3355 3763 3936 4274 4687 4940 5270

2781,81 3138,73 3493,89 3650,75 3951,45 4300,64 4507,32 4778,28

5684 5933 6270 6691 7026

5119,17 5326,1 5608,94 5967,53 6258,92

7496

6673,82 COMPOSICI ÓN DEL GAS

Componente

Fracción Molar

C1

0,7122

C2

0,07984

C3

0,07577

iC4

0,01753

nC4

0,03259

iC5

0,01146

nC5

0,01121

C6

0,00379

C7+

0,00156

N2

0,05369

CO2

0,00036

Observaciones:

1) Para el reporte anterior se utilizó una tubería con las siguientes especificaciones:

Tubería Inicial

Diámetro Interno

F-25 #6.5

2.4410

Para observar el comportamiento de la tasa de producción, partiendo de los diámetros estándar de tubería, se seleccionaron los siguientes:

Tubería

Tamaño OD

ID

Grado

wt#ft

Drift Dia

Coupl. Diam

Original

3.5000

2.9920

F-25

9.3000

2.8670

4.5000

Cambio 1 producción

4.5000

4.0520

J-55

10.5000

3.9270

5.0000

2.8750

2.2590

C-75

8.7000

2.1650

3.6680

Cambio 2 Línea flujo

Modelando el efecto de la tasa de producción se obtuvo que, ocurrió una variación en la misma cuando se cambió el diámetro base de la tubería de producción, tal como se muestra en la siguiente tabla:

Tubería

ID (in)

Producción (stblpd)

Presión (Psia)

Original

2.2590

335.7

830.65

Cambio 1

2.9920

331.8

855.96

Cambio 2

4.0520

327.3

886.7

Dicho comportamiento está representado en la siguiente gráfica:

2) Modelando el efecto de la tasa de producción se obtuvo que, ocurrió una variación en la misma cuando se cambió el diámetro base de la línea de superficie, tal como se muestra en la siguiente tabla: Tubería

ID (in)

Producción (stblpd)

Presión (Psia)

Original

2.75

335.8

831.6

Cambio 1

4.052

337.524

818.87

Dicho comportamiento está representado en la siguiente gráfica:

3) Para finalizar el efecto de la tasa de producción cambiando la presión del separador, se obtuvieron los siguientes resultados Tubería

Presión del sep (in)

Producción (stblpd)

Presión (Psia)

Base

28

335.65

831.81

Cambio 1

0

346.48

755

Y se puede corroborar en la gráfica que se anexará posteriormente

CONCLUSIONES CASO 1: Aumentando el diámetro de la tubería de producción, podemos observar que se disminuye la tasa conforme aumenta la presión de fondo fluyente. CASO 2: Cambio de la línea de superficie por una de mayor diámetro, disminuye la presión en fondo de pozo y por tanto se aumenta la tasa de producción. CASO 3: Disminuyendo la presión del separador, la tasa de producción aumenta, así como su presión disminuye. CASO 4: El factor de cambio que predomina es variando la presión de separador a 0, ya que los cambios en los diámetros de tubería no dejan que se observe una diferencia sustancial, debido a que el aumento de diámetro en las diferentes tuberías tiene un efecto inverso en la de producción disminuye la tasa y en la de línea de flujo la aumenta.