Parámetros de los Fluidos - MODELO DE YACIMIENTO (RESERVOIR CONTROL)

CAPÍTULO III: MODELO DE YACIMIENTO (RESERVOIR CONTROL)

Tema 2: Parámetros de los Fluidos

Descripción Un análisis PVT es un grupo de pruebas de laboratorio que se realizan a diferentes presiones, volúmenes y temperaturas, en que se evalúan las propiedades de los fluidos.

La importancia de disponer de un PVT, radica en poder determinar las reservas de hidrocarburos, la simulación y estudio de yacimientos y el diseño de facilidades de superficie.

WellFlo permite modelar 4 tipos diferentes de fluidos:

 Black Oil (Crudo Negro)

 Dry Gas (Gas Seco)

 Condensate (Condensado)

 Volatile Oil (Petróleo Volátil)

El petróleo negro y el gas seco son modelados por correlaciones. El petróleo volátil y gas condensado por medio de seudos ecuaciones de estado.

La selección del tipo de fluido se hace según la RGP y gravedad API.

 Black Oil: RGP < 2000 Scf/day; API < 40°

 Volatile Oil 2000 < RGP < 200000 Scf/day; API > 45°

 Gas Condensate 5 < CGR < 500 STB/MMSCF; API 40° – 45° Los parámetros de fluido cambian según el tipo seleccionado.

Existen dos formas básicas de caracterizar las propiedades del fluido, insertando los datos de forma manual o importándolos a través de un archivo externo con extensión *.pvt

Forma manual En el menú Data Preparation  Reservoir Control  Fluid Parameters, se despliega la ventana de diálogo Oil fluid parameters, Gas fluid parameters, Condensate fluid parameters, Volatile Oil fluid parameter o Water fluid parameters, (dependiendo del tipo de fluido).

 Produced fluid data: Datos de fluidos producidos.

Los campos de esta sección se utilizan para introducir los datos básicos de producción. La gravedad específica del petróleo y Gravedad API, así como, la salinidad del agua (NaCl equivalente) y gravedad específica del agua, son de color azul, lo que indica que son pares enlazados de campos (es decir, el cambio de una actualiza automáticamente el otro del par, por lo que los datos siguen siendo coherentes). El campo restante es para la gravedad específica de gas en condiciones estándar.

Tabla de propiedades según el tipo de fluido:

Las gravedades específicas del crudo varían entre 0.73 a ligeramente por encima de 1.0. El rango usual de la gravedad API comienza con la densidad de agua a 10 ° y asciende en crudos volátiles y líquidos condensados alrededor de 60-70 °. Los valores típicos de gravedad especifica de mezclas de gases de hidrocarburos oscilan entre 0.65 (gas seco) a 0.95 (gas húmedo). Traducir del: inglés La salinidad de las aguas de los poros en yacimientos típicamente aumenta en un 6 a 160 g / L (6000 a 160000 ppm) por Km. de profundidad. La salinidad del agua de mar es de aproximadamente 35 g / L (35000 ppm). Se encuentran salinidades mucho más altas en las salmueras de campos petrolíferos. Salinidades típicas para yacimientos de petróleo y gas son 30 g / L (30000 ppm) para areniscas y 90 g / L (90000 ppm) para carbonatos.

Campo Descripción Unidades

Oil API gravity Gravedad API del petróleo Degrees API

Oil specific

gravity Gravedad especifica del petróleo --- Gas specific

gravity Gravedad especifica del gas --- Water Salinity Salinidad del agua PPM

Water specific

gravity Gravedad especifica del agua ---

Tipo de Fluido(Fluid Type)

Propiedades Black Oil Dry Gas Condensate Volatile Oil Oil API gravity

x

---

x

Oil specific gravity

x

---

x

Gas specific gravity

_x

Water salinity

x

Water specific gravity

_x

 Injected fluid data: Datos de fluidos inyectados.

 Correlations: En esta sección se utiliza la correlación que mas se

ajuste al modelo que se esta trabajando, de acuerdo a estudios previos de la Unidad de Producción. Los parámetros varían de acuerdo al tipo de fluido.

Fluid Type

Injected fluid data Water Dry Gas

Water salinity

x

---

Water specific gravity

_x

_---

Gas specific gravity

---

x

Tabla de correlaciones o ecuación de estado disponibles según el tipo de fluido

Ver anexos (Definición de las propiedades del petróleo negro)

 Layer Data: Se procede a seleccionar el yacimiento o capa que se

esta trabajando, y se editan los datos requeridos.

Tipo de Fluido (Fluid Type)

Producido (Produced) Inyectado _(Injected) Correlaciones (Correlation) Black _Oil _{Gas Condensate}Dry Volatile _Oil Water _GasDry EPS internal equation of state

---

x

--- ---

Pb, Rs, Bo Glasø

_x

_---

_{--- ---}

Lasater

x

---

--- ---

Standing

x

---

--- ---

Vazquez-Beggs

x

---

--- ---

Petrosky-Farshad

x

---

--- ---

Macary

x

---

--- ---

µo

Beal + Chew and

Connally

x

---

--- ---

Beggs and Robinson

_x

_---

_{--- ---}

ASTM + Chew and

Connally

x

---

--- ---

ASTM + Beggs and

Robinson

x

---

--- ---

µg

Carr, Kobayashi and

Burrows

x

---

--- x

Lee, González and Eakin

x

---

--- x

σw Basic

x

x ---

Campos disponibles según el tipo de fluidos

 Inorganics: permite incluir las impurezas inorgánicas del gas seco.

Campo Descripción Unidades

Layer Name Nombre de la capa -

Prod. GOR Relación Gas Petróleo SCF/STB

Water cut Corte de agua per cent

Water/gas Relación Agua Gas STB/MMSCF

Prod. CGR Relación Condensado Gas STB/MMSCF

WGR Relación Agua Gas STB/MMSCF

Copy Previous Data _{seleccionada de la capa previa}Copiar datos a la capa ---

Fluid Type

Produced Injected

Layer data Black Oil Dry Gas Condensate Volatile Oil Water Dry Gas

Layer Name

x

Prod. GOR

x

---

x

---

Water cut

_x

_---

_x

_---

Water/gas

---

x

---

Prod. CGR

---

x

---

WGR

---

x

---

En esta fase se debe recopilar la información PVT disponible, considerando la evaluación del campo y pozos asociados a yacimientos con PVT.

Tablas con datos de prueba PVT

T =297ºf

RGP =1000 scf/stb

API =27.4

Ggas =0.7

Salinidad del Agua =6000 rpm

Pb =3763 psi

Rsi =902 scf/stb

Editar la Gravedad del Petróleo (API), la Gravedad Especifica del Gas (SG gas), RGP, %AyS y la Salinidad (opcional) en la ventana Oil Fluid Parameters.

Campo Descripción Unidades

H2S Sulfuro de Hidrógeno Fracción molar

CO2 Dióxido de carbono Fracción molar

La selección de las correlaciones para ajustar PVT Black Oil, se hace considerando el rango de aplicación de las mismas. Una vez seleccionada, la correlación que mejor represente el comportamiento del pozo, será la utilizada para caracterizar el fluido del pozo.

Tabla con rangos de aplicabilidad de correlaciones de propiedades PVT

Propiedades PVT Standing Lasater Vazquez - Beggs Glaso Petrosky - Farshad Macary (Pb) Presion al punto de burbuja (psia) 130 - 7000 48 - 5780 15 - 6055 165 - 7142 1574 - 6523 1200 - 4600 (Bo) Factor volumetrico del petroleo al punto de burbuja (rb/stb) 1.024 - 2.15 --- 1.028 - 2.226 1.087 - 2.588 1.1178 - 1.622 1.2 - 2.0 (GOR o Rs) Relacion Gas - Petroleo (scf/stb) 20 - 1425 3 - 2905 0.0 - 2199 90 - 2637 217 - 1406 200 - 1200 Temperatura del Yacimiento (°F) 100 - 258 82 - 272 75 - 294 80 - 280 114 - 288 180 - 290 Gravedad del crudo (°API) 16.5 - 63.8 17.9 - 51.1 15.3 - 59.5 22.3 - 48.1 16.3 - 45.0 25 - 40 (Gravedad especifica del gas (aire=1) 0.59 - 0.95 0.574 - 1.22 0.511 - 1.351 0.65 - 1.276 0.5781 - 0.85 0.7 - 1.0 Presion del separador (psia) 265 -465 15 - 605 60 - 565 415 --- --- Temperatura del separador (°F) 100 36 - 106 76 - 150 125 --- ---

 Function Buttons (botones de Funciones): Esta sección contiene tres

botones de función a traves de los cuales se despliegan ventanas de dialogo.

Campo Descripción

Check

Despliega la ventana Oil Correlation Check que se utiliza para examinar los resultados de las correlaciones seleccionadas. Los valores que se generan en esta ventana son con el propósito de verificar los datos, y no

se utilizarán posteriormente

Match

Despliega la ventana Oil o Gas Correlation Matching dialog; se usa para ajustar las correlaciones del Black Oil (o gas) con los datos medidos. Aparece un asterisco en el

nombre de la correlación que ya ha sido ajustada.

Emulsion Viscosity

Despliega la ventana

Emulsion Viscosity Correction; se usa para ingresar una

tabla de Multiplicadores de viscosidad en función del corte de agua que operan con la viscosidad cruda de la mezcla

crudo/agua que se generan en la sección de PVT. El botón sólo está habilitado para Black Oil y Volatile Oil

Calibración

PVT Para ajustar PVT Petróleo Negro se tienen dos opciones:

1.-Fijando Presión de Burbuja. 2.-Fijando Gas en Solución Rs.

Utilizando como método de ajuste los siguientes:

 Anchored: Considera el Rsi=0 a condiciones estándar de Presión y

Temperatura. P= 14.7 lpc y T= 60 ºF.

Procedimiento fijando Presión

de Burbuja

Estas opciones solo están disponibles para la presión del punto de burbuja y la solución RGP en la sección de Match Property.

Ir a la ventana Match del menú Data Preparation  Transfer Reservoir Data  Load Fluid Properties  Fluid Properties Only.

Para efecto de este Manual trabajaremos con la forma de ajuste de PVT Anchored para calibrar Pb y Rsi.

El procedimiento para la calibración de la presión de burbuja (Pb), gas en solución (Rsi) y factor volumétrico del petróleo (Bo), consiste en fijar cada una de estas propiedades de siguiente manera:

 Fijando Presión de Burbuja (Pb):

Es siempre la opción inicial para ajustar PVT. Seguidamente debe ajustarse los valores de Rsi y Bo.

En la ventana Match Oil Fluid Properties seleccionar la propiedad a calibrar, en este caso la presión de burbuja, introducir la temperatura de yacimiento según el rango de temperatura establecido e indicar el valor de Presión de Burbuja (Pb) justo al lado de la temperatura de yacimiento (Tyac) como lo indica la figura anexa, para finalmente seleccionar la opción Calculate.

Inmediatamente el software realizara los cálculos internos correspondientes y generara el valor de presión de burbuja según datos pre-establecidos.

Campo Descripción

Match

Property Permite seleccionar la propiedad PVT a calibrar (Pb, Rsi, Bo, μo, μgas, zfactor)

Zero Values Borrar valores en la celda de valores observados

Tuning

Parameters Permite mostrar los coeficientes de ajuste

Reset tuning Utilizado luego de realizar el ajuste, permite seleccionar una nueva _{correlación y realizar los cálculos nuevamente.} Observed

Values Permite editar valores de presión y temperatura para el cálculo. Calculated

Values Muestra los valores, después que el botón calcular y Best Fit han sido seleccionados

Match Indicador de calidad. Match=1 indica un ajuste perfecto.

Calculate Permite observar el efecto de los coeficientes de ajuste actual en _{los valores observados por el usuario.} Best Fit Permite realizar un mejor ajuste de los valores observados por el _usuario Copy Permite transferir los datos observados y calculados a otro tipo de _archivo.

Nótese que el valor de Pb calculado es de 3640.138 psia con un match de un 93% con la correlación Glaso.

Posteriormente click en la opción Best Fit para generar el mejor ajuste de Pb.

De esta manera observe que la nueva Pb se acerca al valor real.

 Ajuste de Gas en Solución (Rsi)

Se introduce los valores de presiones a considerar según la Pyac a condiciones actuales en la pestaña de Observed Values-Pressure. Se agregan los valores de Rsi, deacuerdo a datos PVT, al lado de la temperatura de yacimiento, tal y como se muestra en la figura anexa.

Oprimir la opción Calculate para que la aplicación realice los cálculos correspondientes.

Nótese que por ejemplo, en la ventana anterior con la correlación seleccionada se alcanzó un Match de 38%, es decir un valor de Rsi calculado de 667.9 scf/stb.

Posteriormente oprima la opción Plot de la ventana Match Oil Properties, para visualizar los valores calculados y observados en función al Rsi. Este grafico será observado siempre y cuando exista una columna de valores que permitan su construcción en WellFlo.

 Ajuste de Factor Volumétrico del Petróleo (Bo).

Introducir los valores de presiones a considerar según la Pyac a condiciones actuales en el área Observed Values-Pressure. Coloque los valores de Factor Volumétrico del Petróleo (Bo) al lado de la Temperatura de yacimiento tal como se muestra en la figura anexa.

Oprimir la opción Calculate para que software realice los cálculos correspondientes.

Se observa que el valor calculado de Bo=1.49764 bls/stbl, a la presión de burbuja y temperatura de yacimiento, usando la correlación Glaso. Finalmente oprima la opción Best Fit para generar un mejor ajuste del Bo.

Para visualizar valores observados y calculados para el Bo, click en Plot.

Ensaye con todas las correlaciones disponibles por la aplicación y compute los resultados a través de la opción Match para conocer la correlación que mejor represente las propiedades del Fluido.

Procedimiento Fijando Gas en Solución (Rs):

Ir a la ventana Match del menú Data Preparation  Transfer Reservoir Data  Load Fluid Properties  Fluid Properties Only. Presione la opción Match.

Seguidamente en la ventana Match Property seleccionar Solution GOR. Agregar presiones y valores de Rs a la temperatura de yacimiento tal y como se muestra en la figura anexa.

Una vez indicado la opción calculate y Best fit, aparecerá una ventana que permite el ajuste simultaneo del Rs considerando el valor observado de Pb, dando un peso mediante el uso de un factor. Este factor varía de 0.01 a 1000 donde valores cercanos a 0.01 indican que el ajuste al Rs no ponderara al valor de Pb especificado; mientras factor cercano a 1000 ajustara el Rs buscando ajustar a su vez, tanto como sea posible, el valor observado de Pb.

Si se selecciona la opción Si, aparcera la siguiente ventana donde podremos indicar el valor del factor para ajustar la Pb en relación al Rs.

Posteriormente calibrar Presión de burbuja (Pb) y Factor volumétrico del petróleo (Bo) tal y como se realizo en pasos anteriores.

 Ajuste de Bo:

Una vez finalizado la calibración del PVT cambiar los valores de RGP y %AyS a condiciones de prueba por valores de RGP y %AyS en producción.

Para exportar el PVT Calibrado ir al menú Data Preparation  Transfer Reservoir Data  Save Fluid Properties.

Procedimiento Importando

PVT

 Cargando la data PVT desde otro modelo de Pozo existente, a través de

Data Preparation  Transfer Reservoir DataLoad Fluid PropertiesFluid Properties Only. Las Propiedades del Fluido se almacenan como un archivo con extensión *.PVT (binario) o *.PVX (ASCII), que contienen todos los datos relativos a las propiedades del Fluido en el Yacimiento.

En el menú Data Preparation  Transfer Reservoir Data, existen otras opciones para salvar las Propiedades del Fluido, así como cargar y salvar

Propiedades del Yacimiento. Las Propiedades del Yacimiento generan archivos con extensión *. Derechos de la propiedad intelectual (binario) o *.IPX (ASCII).

Posteriormente aparecerá la ventana Windows que permitirá seleccionar el archivo *.pvt o *.pvx que será cargado al modelo de pozo en desarrollando.

Inmediatamente aparece la ventana emergente que indica la ruta de donde se esta cargando el PVT. Al oprimir la opción Aceptar se completa el proceso de carga de las propiedades del fluido.

In document Manual Wellflo Básico (página 48-69)