RESERVORIO PETACA

RESERVORIO PETACA El reservorio petaca produce petróleo de 43 a 45 °API. Las propiedades de fluidos, utilizadas para el reservorio Petaca son las obtenidas mediante el estudio PVT del pozo PLM-X2 realizado con muestra recombinada. El estudió definió a este fluido como un petróleo sub-saturado. Los resultados más importantes de este estudio se enumeran a continuación:

Presión de Reservorio Temperatura de Reservorio Presión de Burbuja Factor Volumétrico de petróleo (βo) Relacion de solubilidad (Rsi) Viscosidad del Petróleo Factor Volumetrico de Gas (βg)

Reservorio Petaca Gross 64 m Thickness Net 29 m Reservoir Net Pay 16 m Porosity 0,16 Sw 0,49 NTG 0.25

4833 psi 205 °F 4392 psi 1.6050 bbl/bbls 1143 pc/bbl 0.38 cp 0.0043 pc/pcs

Reservorio Yantata Gross 25 m Thickness Net 23 m Reservoir Net Pay 19 m Porosity 20% Sw 33% NTG 0.78

Revestidor de Producción a 12.000’ MD /12.000’ TVD. Base de las Perforaciones a 11.500’MD/11.500’TVD. Tope de las Perforaciones a 11.000’MD/ 11.000’TVD. Fin del Tubing de Producción a 11.500’MD/ 11.500’TVD. Empacadura de Produccion a 10.300’MD/ 10.300’TVD. Gradiente de Fractura de la Formacion: 0.645 psi/ft Gradiente de Presión de la Formación: 0.445 psi/ft Presion de cierre en la Tuberia = 2800 psi Revestidor de Produccion: 7” OD, 29 ppf, L-80, L-80, factor de capacidad = 0.0371 bbl/ft Tubing de Produccion : 3.5” OD, 9.2ppf, L-80, L-80, factor de capacidad = 0.0087 bbl/ft Capacidad de la Bomba (bbl/stk) = 0.1 bbl/stk 

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CALCULOS

El punto de referencia para calcular Presión de Formación en la arena Petaca, Presion de Fractura, peso de matar se basa en el tope de delas perforaciones porque es el que suministra el valor de presión de formación mas conservador. Presion de Formacion (psi) = Gradiente de Presion (psi/ft) x Tope de Perforacion TVD (ft) Presion de Formacion (psi) = 0.445 x 11,000 = 4.895 psi 

Presion de Fractura (psi) = Gradiente de Fractura (psi/ft) x Tope de Perforacion TVD (ft) Presion de Fractura (psi) = 0.645 x 11,000 = 7.095 psi 

Presion Hidrostatica Inicial (psi) = Presion de Formacion (psi) – Presion de Cierre en el Cabezal del Tubing (psi) Presion Hidrostatica Inicial (psi) = 4,895 – 2,800 = 2.095 psi 

Densidad Inicial Promedio del Fluido (lpg) = Presion Hidrostatica Inicial (psi) ÷ (0.052 x Tope de Perforacion TVD (ft )) Densidad Inicial Promedio del Fluido (lpg) = 2,095 ÷ (0.052 x 11,000) = 3,66 lpg 

Peso del Lodo de Matar (lpg) = Densidad Inicial Promedio del Fluido + (Presion de Cierre en Tubing (psi) ÷ 0.052 ÷ Tope de Perforacion TVD (ft)) Peso del Lodo de Matar (lpg) = 3.66 + (2800÷ 0.052 ÷11,000) = 8,6 lpg 

Maxima Presión Inicial en Superficie (psi) = Formation Fracture Pressure (psi) –Initial Hydrostatic Pressure (psi) Maxima Presión Inicial en Superficie (psi) = 7,095  – 2,095 = 5000 psi 

Los Calculos de Abajo se relacionan con la presión mientras se esta realizando el Bullheading. Maxima Presión Final en Tubing (psi) = Presión de Fractura (psi)  – (Peso del Lodo de Matar (ppg) x 0.052 x Fin del Tubing TVD (ft))  – Densidad Inicial Promedio del Fluido (ppg) x 0.052 x (Tope de Perforacion TVD (ft) – Fin del Tubing TVD (ft)) 

Maxima Presión Final en Tubing (psi) = 7,095 – (8.6 x 0.052 x 10,500) – (3.66 x 0.052 x (11,000 – 10,500)) = 2.304 psi

Presion Maxima cuando el Peso de Lodo de Matar alcanza la Perforación 

@ Tope de la Perforacion (11.000 pies TVD)

Presion Maxima Final (psi) = Presion de Fractura de la Formacion @ tope de perforacion (psi)  –  (Peso de Matar del Lodo (ppg) x 0.052 x Tope de la Perforación TVD (ft)) Presion Maxima Final (psi) = 0.645 x 11,000  –  (8.6 x 0.052 x 11,000) Presion Maxima Final (psi) = 2.176 psi

@ Base de la Perforacion (11.500 ft TVD) Presion Final Maxima (psi) = Presion de Fractura de la Formacion @ Base de perforacion (psi)  –  (Peso de Matar del Lodo (ppg) x 0.052 x Base de la Perforación TVD (ft)) Presion Final Maxima (psi) = 0.645 x 11,500  –  (8.6 x 0.052 x 11,500) Presion Final Maxima (psi) = 2.275 psi 

La presion final maxima mas conservadora es 2.176 psi. Como se puede notar, al tener como referencia el tope de la formación nos da un valor de la presion final maxima mas conservador, por ello esa es la razón que se seleccione ese punto para los calculos. Volumen Bombeado en la Tuberia (bbl) = Factor de Capacidad del Tubing (bbl/ft) x Longitud del Tubing (ft) 

Volumen Bombeado en la Tuberia (bbl) = 0.0087 x 10,500 = 91,4 bbl Emboladas Bombeadas en Tubing (stk) = Volumen Bombeado en la Tuberia (bbl) ÷ Capacidad de Desplazamiento de la Bomba (bbl/strk) Emboladas Bombeadas en Tubing (stk) = 91.4 ÷ 0.1 = 914 emboladas 

Volumen Bombeado desde el Fin del Tubing hasta el Tope de la Perforación (bbl) = Factor de Capacidad del revestidor (bbl/ft) x (Tope de Perforacion TVD (ft)  – Fin del Tubing TVD (ft)) = 0.0317 x (11,000 –  10,500) = 18,6 bbl 

Emboladas Bombeadas desde el Fin del Tubing hasta el Tope de la Perforación (stk) = Volumen Bombeado en Revestidor (bbl) ÷ Capacidad de Desplazamiento de la Bomba (bbl/strk) = 18.6 ÷ 0.1 =186 emboladas 

Volumen Bombeado desde Tope hasta la Base de la Perforación (bbl) = Capacidad del Revestidor (bbl/ft) x (Base de la Perforacion TVD (ft)  – Tope de la Perforacion TVD (ft)) = 0.0317 x (11,500 – 11,000) = 18,6 bbl 

Volumen Bombeado desde Tope hasta la Base de la Perforación (stk)) = Volumen Bombeado en revestidor (bbl) ÷ Capacidad de la Bomba (bbl/strk) = 18.6 ÷ 0.1 = 186 strokes 