TRABAJO DE SNAP PRESENTADO POR: YULIANA LISBETH CARDENAS SALAZAR RICARDO ALFONSO HERNANDEZ TANGARIFE JOVANNI VERA HERNANDEZ PRESENTADO A: FERNANDO ENRRIQUE CALVETE UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FACULTAD DE FISICO-QUÍMICAS 2019 RESUMEN DE LOS DATOS SUMINISTRADOS EN LA VENTANA GENERAL Se suministró el título del trabajo; su respectivo tipo de pozo; escogimos el IPR que más se ajustaba a la data que en este caso sería Ferkovich multi-point test debido a que tenemos varias tasas, incluimos: flowline, y por último en la pestaña optional input and preferences dimos nombre el pozo UIS-1, grado API del aceite y nombre de los integrantes. Se reportaron los datos de la temperatura de cabeza de pozo en (°F); Presión del separador en (psi) y la temperatura del separador también en (°F). EN LA VENTANA FLOWLINE Se reportaron valores de ID de la línea de flujo de la siguiente manera, con el valor que teníamos, nos dirigimos a la pestaña standard pipe size y registramos el valor de 2.265. Puesto a que contábamos con una tubería de 3 ½ (in) y 14.32 (Lb/Ft) Tomamos los valores de ML en la tabla que estaban en (m), y los convertimos a (Ft). Tomamos la correlación que mejor se ajustó a la presión de cabeza de pozo. Rugosidad de 0.0018 como se mostraba en la data; El número de Pozos Conectados a la Línea que era: 1. Y en la opción de temperatura la opción de separador y cabeza de pozo Los valores de elevación también se convierten a (Ft) y por último, suministramos los valores hallando un delta de este. EN LA VENTANA PVT Se registraron los valores de temperatura del yacimiento (°F), luego calculamos la gravedad especifica del gas (utilizando sus respectivas fracciones molares); en las siguientes casillas ingresamos las fracciones molares de CO2, h2S y N2 según los datos suministrados en las tablas; Calculamos el GOR que es la relación entre gas/ aceite, el grado API del aceite y por ultimo gravedad especifica del agua. Procedemos a escoger de las correlaciones disponibles viendo que las propiedades estén en el rango de aplicación En la pestaña total liquid viscosity (cp) ingresamos los datos de viscosidad del líquido a sus respectivas temperaturas y presiones. EN LA VENTANA INFLOW Seleccionamos el flow test tipe de acuerdo a la que más se ajustaba a nuestra data; luego procedemos a ingresar la presión del yacimiento; para la siguiente casilla calculamos el corte de agua (BSW) con la ecuación: BSW = Qw/(Qo+Qw) En la pestaña conventional flow -after- flow ingresamos los valores de las tasas a sus respectivas presiones Se sumaron las tasas de Qo + Qw EN LA VENTANA WELLBORE Para un flujo tubular Se ingresan los valores de profundidad vertical el diámetro interno la temperatura del reservorio, la temperatura en cabeza y se analiza el modelo hidráulico el cual es de tipo HagedomBrown con un Roughness de 0.0018 según el modelo. ANALISIS DE RESULTADOS En la curva IPR se puede observar que el AOF alcanzado es de 400bls para una presion de reservorio de 2000 psi.
