ACCEDE - INGENIERÍA PETRÓLEO PROBLEMA Nº 5

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
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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
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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.
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