MINISTERIO DE EDUCACIÓN – ARGENTINA ACCEDE - INGENIERÍA PETRÓLEO PROBLEMA Nº 5 SITUACIÓN Se ha planificado el desarrollo de una zona petrolera cuyo reservorio está ubicado a 5.600 pies y contiene petróleo con gas disuelto, con una presión de burbuja ( Pb ) = 450 PSI y de curva IPR como la indicada a continuación : Area de desarrollo - Ubicación de pozos d Pe IPR Falla Geológica 1500 psi 1000 Pozo inicial Pb 500 Pozo futuro d = 300 m 0 0 100 200 300 400 bpd ( Q ) Curva IPR inicial del reservorio Con el análisis de esta información, se deben fijar pautas que dan inicio a un proyecto de de explotación a fin de hacerlo racional y previendo posibilidades que lo optimicen en varios aspectos. INFORMACIÓN A TENER EN CUENTA: P HP ( pozo ) = Q ( BPD ) . H ( pies ) / 45.000 :. BPD : barriles / día ACCEDE – AGOSTO 2002 - INGENIERÍA EN PETRÓLEO – PROBLEMA Nº 5 Página 1 SUBPROBLEMA 5.1 Determine el caudal ( Qp ) a extraer por pozo para mantener una presión dinámica Pw > P b ( curva IPR ) y la producción total de la zona , incluyendo los pozos futuros. RESPUESTA AL SUBPROBLEMA 5.1 5.1) El caudal a producir por pozo ( Qp ) para que la P w > P b se obtiene del IPR y es : Qp = 300 BPD. Para un total de 18 pozos será : Qt = 300 BPD . 18 = 5.400 BPD SUBPROBLEMA 5.2 Si se explotan los pozos con una presión dinámica significativamente menor a la presión de burbuja ( P w < P b ), analice los problemas que se presentarían con la eficiencia en la bomba de extracción y con la energía del yacimiento. RESPUESTA AL SUBPROBLEMA 5.2 5.2) Si se explota el reservorio de petróleo con gas disuelto en donde la presión dinámica es menor que la de burbuja ( Pw < P b ), se tendrá gas libre y el mismo será procesado la bomba afectando su eficiencia. Por otro lado, con presión dinámica muy baja en los pozos, la liberación de gas ocurrirá en el mismo reservorio, significando desperdiciar la energía para el drenaje, que posee el gas disuelto como tipo de empuje . SUBPROBLEMA 5.3 Mencione alguna alternativa para evitar la despresurización abrupta del reservorio. RESPUESTA AL SUBPROBLEMA 5.3 5.3) Para evitar la despresurización brusca del reservorio, una alternativa sería el suministro de energía externa, inyectando fluido ( gas y/o agua ) a poco tiempo de la puesta en producción del mismo. Esta operación se denomina mantenimiento de presión. Se requiere un análisis técnico-económico y financiero para su implementación. Si esta operación se realiza luego de un cierto tiempo de extracción por primaria, se denomina recuperación secundaria. SUBPROBLEMA 5.4 Si la extracción se realizará por bombeo, compute la potencia requerida por pozo( PHP pozo ) y para el total, incluyendo los futuros ( PHP total ). RESPUESTA AL SUBPROBLEMA 5.4 5.4) Si la extracción se realizará mediante bombeo, la potencia mecánica promedio requerida por pozo, se computa con la ecuación : PHPp = Q (BP D) .H (pies) /45000. Luego : PHPp = 300 BPD . 5600 pies / 45000 = 37,33 HP = 40 HP Para el total de pozos incluyendo los futuros, será : PHP t = 40 HP . 18 pozos = 720 HP ACCEDE – AGOSTO 2002 - INGENIERÍA EN PETRÓLEO – PROBLEMA Nº 5 Página 2 SUBPROBLEMA 5. 5 En la ecuación: PHP = Q ( bpd ) . H ( pies ) / 45.000 ¿Cómo varían Q , H y P HP con la extracción primaria de un pozo o del yacimiento?. ¿Y en un mantenimiento de presión o en la etapa de recuperación secundaria?. RESPUESTA AL SUBPROBLEMA 5.5 5.5 ) En la ecuación P HP = Q (BPD) . H (pies) / 45.000 se tendrá : Recuperación primaria : Disminuye Q, aumenta H y disminuye PHP . En un mantenimiento de presión teóricamente no varían. En recuperación secundaria : Crece Q, disminuye H y crece PHP., luego son constantes. P HP = Potencia mecánica de elevación en HP Q = Caudal bruto ( petróleo + agua ) de extracción en bpd. H = Altura de elevación del fluido total ( petróleo + agua ) en pies. ACCEDE – AGOSTO 2002 - INGENIERÍA EN PETRÓLEO – PROBLEMA Nº 5 Página 3