1 1. ANÁLISIS PVT.
El análisis PVT consiste en un conjunto de pruebas que se hacen en el laboratorio para determinar las propiedades y su variación con la presión de los fluidos de un yacimiento petrolífero, con la finalidad de conocer el comportamiento del mismo.
Este estudio relaciona tres parámetros básicos: Presión, Volumen y Temperatura (PVT), los cuales son los que gobiernan en gran parte el comportamiento de la producción de un yacimiento de petróleo.
El análisis PVT consiste en simular en el laboratorio el agotamiento de Presión (Depleción) de un yacimiento volumétrico e isométrico midiendo exactamente los volúmenes de gas y liquido separados en cada decremento de presión. Durante las pruebas el volumen y la temperatura se mantienen constantes.
Los estudios PVT están diseñados para representar el comportamiento de los fluidos de reservorio durante las etapas normales de explotación de yacimientos. Algunos procesos que ocurren en el reservorio pueden reproducirse, con razonable representatividad, a la escala de laboratorio, pero otros procesos sólo pueden aproximarse en forma muy simplificada. En consecuencia, resulta muy importante comprender la representatividad de lo estudios de laboratorio para los distintos tipos de fluidos y para los diferentes reservorios.
2. OBJETIVOS DEL ANÁLISIS PVT.
El análisis PVT tiene como objetivo simular correctamente el comportamiento de un yacimiento durante la producción del fluido, desde el yacimiento hasta los separadores, donde es fundamental que la muestra sea representativa del fluido original en el yacimiento.
Entre los objetivos del análisis PVT, se encuentran:
2 pozo, para predecir el futuro comportamiento del mismo.
2. Permite estimar nuevas reservas y diseñar la completación del pozo mas adecuada a las necesidades del mismo.
3. Permite saber si existe suficientes hidrocarburos que justifiquen los cortes de perforación de nuevos pozos o desarrollo de nuevos campos .
3. FACTORES A TOMAR EN CUENTA PARA EL ANÁLISIS DE LAS PRUEBAS PVT 3.1 - TIPOS DE LIBERACIÓN GAS – PETRÓLEO:
Estas son técnicas de laboratorio usadas para obtener el
comportamiento PVT. Deben simular los tipos de separación gas- líquido que ocurren durante la producción del gas condensado desde el yacimiento hasta los separadores. Se presentan dos tipos de separación:
3.1.1– Liberación diferencial:
3 FIGURA 1
La figura 1 muestra el proceso de liberación diferencial isotérmica .Inicialmente, la celda tiene una cierta cantidad de petróleo a una presión
mayor ó igual a la de burbujeo (P1>P2) y una temperatura T.
Posteriormente, la presión es disminuida y aumenta el espacio disponible en la celda para fluidos. Manteniendo el volumen de mercurio constante en la celda, se retira gas hasta alcanzar una P2 (P2> P1). Al caer P2 por debajo de la presión de burbujeo, ocurre liberación de gas. Luego se retira el gas liberado manteniendo la presión constante. Así la composición del petróleo remanente es diferente a la del original. Este procedimiento se repetirá hasta alcanzar la presión atmosférica.
V1 V2 Petróleo Pistón P1=Psat V1>>Vsat Pistón Gas Petróleo P2<Psat V2<Vsat
Salida de gas
Pistón Gas Petróleo P3=P2<Psat V3=V2<Vsat V3 V4 Petróleo Pistón P4=P2<Psat V4=V2<Vsat Pistón Gas Petróleo V5 P5<P2<Psat V5<V4<Vsat V1 V2 Petróleo Pistón P1=Psat V1>>Vsat Pistón Gas Petróleo P2<Psat V2<Vsat
Salida de gas
Pistón Gas Petróleo P3=P2<Psat V3=V2<Vsat V3 V4 Petróleo Pistón P4=P2<Psat V4=V2<Vsat Pistón Gas Petróleo V5 P5<P2<Psat V5<V4<Vsat V2 Petróleo Pistón P1=Psat V1>>Vsat Petróleo Pistón Petróleo Pistón Petróleo Pistón P1=Psat V1>>Vsat Pistón Gas Petróleo P2<Psat V2<Vsat Pistón Pistón Gas Petróleo P2<Psat V2<Vsat
Salida de gas
4 FIGURA 2
Variación Presión-Volumen durante La Liberación Diferencial
La figura 2, muestra la variación con presión del volumen del fluido en la celda durante una liberación diferencial.
3.1.2. – Liberación instantánea:
En este caso el gas permanece en contacto con el petróleo, lo que significa que la composición total del sistema (gas – petróleo) permanece constante durante el agotamiento de presión.
5 petróleo y de gas obtenido, el gas es extraído del sistema en cada etapa y es colocado en un gasómetro, instrumento que permite la lectura del volumen de gas extraído de la celda; la presión de burbuja se manifiesta por el cambio repentino del volumen de muestra total, ya que ocurre un gran aumento del mismo por un pequeño cambio de presión debido a la evolución del gas altamente compresible. Este proceso se realiza en una, dos o tres etapas a diferentes presiones cada una. A partir de la liberación instantánea (flash) se obtienen la siguiente información: relación gas petróleo (RGP), factor volumétrico del petróleo (Bo), densidad a la presión de carga, composiciones de los fluidos y la gravedad API del líquido producido.
FIGURA 3
La figura 3 ilustra un proceso de liberación instantánea. Inicialmente la presión del petróleo es mayor que la de burbujeo (P1> Pb). Luego el petróleo se expande a través de varias etapas. En este proceso se observa una variación de presión (P1>P2>P3...) y de volumen (V1>V2>V3...) sin cambio de masa; es decir, no se retira gas en la celda.
GA S P
E T R Ó L E O V4
OÍL
V1 V2 OIL
OIL V3
GA S
P E T R Ó L E O V5
GA S
P E T R Ó L E O V6
6 FIGURA 4
Validación Presión-Volumen durante la Liberación Instantánea
La figura 4 ilustra la variación de presión del volumen ocupado por la mezcla de hidrocarburos en la celda durante la liberación instantánea.
3.2– LIBERACIÓN DE GAS EN EL YACIMIENTO Y SUPERFICIE: 3.2.1– Yacimiento:
La liberación de gas en el yacimiento depende de que la saturación de gas libre (sg) en la zona de petróleo, sea menor ó mayor que la crítica (sgc).
Si sg < sgc kg. = 0 ; y el gas no se mueve.
7 En un yacimiento se tiene saturación de gases menores que la crítica al comienzo de su vida productiva ó cuando tiene asociado un acuífero muy activo que le mantiene la presión.
Si sg > sgc kg. 0 ; y el gas libre se mueve
Debido a la alta movilidad del gas, éste fluye a través del pozo a una tasa de flujo mayor que la fase líquida y por lo tanto cambia la composición total del sistema en un volumen de control dado. Bajo estas condiciones, la liberación es del tipo diferencial.
La liberación del gas en el yacimiento se considera intermedia entre la diferencial y la instantánea, aunque se acerca más a la diferencial debido a la elevada caída de presión en las zonas adyacentes a los pozos.
3.2.2 – Superficie:
En la tubería de producción, líneas de flujo y separadores las fases de gas y líquido se mantienen en contacto, sin cambio apreciable de la composición total del sistema y en agitación permanente, lo cual permite el equilibrio entre las fases. Bajo estas condiciones, la liberación es de tipo instantánea. Cuando la separación gas – petróleo se hace en varias etapas en cada separador ocurre liberación instantánea. Sin embargo, si se realiza la combinación de muchas etapas, la liberación se acerca al tipo diferencial. 3.3– TOMA DE MUESTRA.
El objetivo del muestreo de fluido de un yacimiento es tomar muestra de petróleo que sea representativo del flujo original del yacimiento. Por esta razón, las muestras se deben tomar los primeros días de producción antes de que ocurra una apreciable caída de presión del yacimiento, ó al menos hasta que la presión sea mayor ó igual a la de burbujeo del crudo original.
De esta forma se establece que el proceso de muestreo constituye un factor determinante para obtener una calidad global en el análisis del fluido
8 del yacimiento. Las muestras tomadas son solo parcialmente representativas; es decir, cuando es yacimiento se encuentra saturado. Por tener éste una capa de gas libre, la muestra puede representar un valor mayor ó menor que la presión de burbujeo, dependiendo de si el gas que se encuentra en el yacimiento es móvil ó inmóvil.
Si la muestra se toma cuando la presión del yacimiento es menor que la presión de burbujeo (Pyac< Pb) puede ocurrir:
Si el gas libre no es móvil (Sg<Sgc), la muestra tomada presenta una composición menor rica en componentes pesados que la original del yacimiento; es decir, tiene en soluciones una cantidad menor que el petróleo original. Así la presión de burbujeo medida es menor que la presión actual del yacimiento.
Si el gas libre tiene movilidad (Sg>Sgc), la muestra tomada puede tener exceso de gas y presentar una presión de burbujeo mayor que la presión actual del yacimiento, y eventualmente mayor que la presión original del yacimiento. 3.4– NÚMERO DE MUESTRAS:
Cuando un yacimiento es pequeño una muestra es representativa del fluido almacenado en la formación.
Si el yacimiento es grande ó muy heterogéneo se requiere varias muestras de diferentes pozos para caracterizar correctamente los fluidos del yacimiento.
Las propiedades de petróleo en yacimiento de gran espesor pueden variar significativamente con la profundidad. El muestreo para determinar esta variación requiere de técnicas especiales para permitir tomar muestras representativas de un intervalo dado de profundidad.
3.5-TIPOS DE MUESTREO
9 Muestreo de fondo
Muestreo de recombinación o de separador Muestreo de cabezal
3.5.1– Muestreo de fondo.
Para realizar las muestras de fondo primero hay que reducir las tasas de producción progresivamente, a través de cambios de reductores por un período de uno a cuatro días; y segundo se debe cerrar el pozo para restaurar la presión del yacimiento. La estabilización de presión puede observarse utilizando pruebas de presión u observando la presión del cabezal del pozo.
3.5.1.1– Profundidad del muestreo:
El mejor lugar de muestreo es el punto más profundo en el pozo por donde pasa el fluido que viene de la formación y donde la presión no sea menor que la presión estática del yacimiento (presión estimada de saturación). Se debe tomar como mínimo 3 muestras representativas para el estudio PVT.
Este método consiste en bajar un muestrador en el pozo hasta la profundidad seleccionada, donde una muestra es atrapada en la parte de cierre hermético (por diferencia de presión en el muestrador).
Este tipo de muestreo se emplea generalmente cuando la presión fluyente del pozo es mayor que la presión de burbujeo del petróleo, pues en estos casos el fluido en el yacimiento se encuentra en una sola fase líquida y sería representativo del fluido del yacimiento.
El muestreo de fondo generalmente no se recomienda para yacimientos de condensado ni tampoco para los yacimientos de petróleo que estén
10 fluido del yacimiento. Una gran cantidad de agua en la tubería de un
yacimiento de petróleo impediría el muestreo a la profundidad apropiada podría crear una situación donde la toma de muestras sería imposible.
3.5.1.2 – Ventajas y desventajas de muestreo de fondo. Ventajas:
No requiere de medición de taza de flujo de gas y líquido. Trabaja bien en el caso de crudos sub.-saturados (Pwf>Pb) Desventajas:
No toma muestras completamente representativas cuando Pwf<Pb.
No son recomendables para el muestreo de yacimientos de gas condensado.
Pueden ocurrir fugas de gas ó líquido durante la extracción de la muestra a la superficie.
El volumen de la muestra es pequeño.
El muestreado es costoso y presenta posibles problemas mecánicos. La muestra puede contaminarse con fluidos extraños.
3.5.2– Muestreo de separador:
11 3.5.2.1– Se debe cumplir tres condiciones para tener éxito en el muestreo de separador:
a. - Una producción estabilizada a baja tasa de fluido.
Esto se logra acondicionando el pozo para producir una baja tasa de flujo estable. La experiencia de campo recomienda no exceder de 100BPD por un mínimo de 24 horas. En yacimientos con potenciales de producción muy altos, la tasa mínima de flujo estable suele ser mayor de 100BPD.
b. - Medición precisa de las tasas de flujo de gas y líquido.
La tasa de flujo de gas se mide en el separador de prueba y la de líquido en el tanque ó en separador de prueba. Por precisión se recomienda medir la tasa de petróleo en el tanque y corregir la RGP* PCN/BN por el factor de encogimiento del crudo al pasar del separador al tanque S*BN/BI* Sep. De esta manera se tiene:
RGP*PCN/BI* Sep = (RGP*PCN/BN)* S.BN/BI.Sep
El valor S, se mide en el campo ó en el laboratorio. La recombinación en el laboratorio se hace de acuerdo a RGP * PCN/BI * Sep.
c. - Toma de muestra representativa de gas y líquido de la primera etapa de separación.
Las muestras de gas y líquido son tomadas en el separador de prueba siguiendo las recomendaciones que a continuación se presentan:
12 FIGURA 5
TOMA DE MUESTRA DE GAS EN EL SEPARADOR
Para el muestreo de líquido (Ver FIGURA 6) se recomienda el método de desplazamiento, el cual consiste en llenar el cilindro con gas del mismo separador, con agua ó con mercurio. Luego se deja entrar lentamente el líquido del separador al cilindro. El líquido desplaza al fluido del cilindro a presión constante. La figura ilustra las conexiones que se deben hacer para el muestreo del líquido en el campo.
SEPARADOR DE ALTA PRESIÓN
BOMBA DE VACIO
13 FIGURA 6
3.5.2.2–Ventajas y desventajas del muestreo de separador: Ventajas.
Es valido para casi todos los tipos de fluidos.
Recomendados para yacimientos de gas condensado. Permite tomar muestras de gran volumen.
Desventajas.
Los resultados depende de la exactitud con que se mide la RGP.
Un error de 5% en la tasa de flujo produce errores del orden de 150 lpc en Pb.
Resultados erróneos cuando en el separador se tienen problemas de espuma, separación ineficiente ó nivel inadecuado de la interfaces gas-líquido.
TOMA DE MUESTRA DE LIQUIDO EN EL SEPARADOR
BOMBA DE VACIO
DESAGUE MUESTRA DE LÍQUIDO
Hg
14 3.5.3- Muestreo de Cabezal de pozo
Este tipo de muestreo es principalmente usado en el muestreo de pozos de gas condensado siempre que la presión del cabezal de pozo estabilizada exceda a la presión de saturación del fluido de yacimiento, ya que en este caso el fluido se presenta en una sola fase
3.5.3.1–Ventajas y desventajas del muestreo de cabezal: Ventajas.
Se puede usar en yacimiento sub.-saturado de petróleo ó gas condensado.
Es rápido y de bajo costo.
No requiere de la medición de tasa de flujo. Desventajas.
Es difícil tomar una muestra representativa por la agitación de los fluidos. No se debe usar si hay flujo bifásico en el cabezal.
3.6 –YACIMIENTO DONDE SE PUEDEN TOMAR LAS MUESTRAS 3.6.1. – Yacimiento de gas condensado.
Para este yacimiento donde existe un proceso de condensación de líquido en la tubería y principalmente, en el fondo del pozo por la tendencia del condensador a depositarse, se recomienda en todos los casos utilizar el método de superficie.
3.6.2. – Yacimiento de petróleo negro:
En los yacimientos de petróleo liviano, mediano y pesado es conveniente tener una idea preliminar de las condiciones del yacimiento y de las
características del pozo donde se tomara la muestra.
Con los parámetros antes mencionados se puede estimar a través de correlaciones algunas características del yacimiento, tales como presión de burbujeo, solubilidad inicial gas-petróleo, etc., que permiten definir el estado de saturación del pozo t de esta forma seleccionar el método de muestreo.
15 En yacimientos saturados Se presentan varios casos, debido a que la relación gas-petróleo (RGP) se mantiene constante durante poco tiempo, para luego presentar un comportamiento variado por efecto de liberación de gas y/o presencia de una capa original de gas. A continuación se exponen los casos en cuestión.
a. - En estos yacimientos se puede tomar una muestra en el fondo del pozo, siempre y cuando se acondicione adecuadamente. Para ello se disminuye la tasa de producción progresivamente, y finalmente se cierra el pozo. Durante el proceso de la tasa de producción la presión fluyente aumenta, permitiendo una redisolución del gas en el crudo; cuando la presión estática de fondo se encuentra cercana a la presión inicial, el fluido en el fondo de ser similar al fluido inicial en el yacimiento.
b. - La muestra se puede tomar igualmente en superficie siempre que se logre que las tasas de producción bajen y que la RGP sea cercana a la inicial del yacimiento.
c. - En yacimientos saturados con determinada producción, el procedimiento depende de la RGP. Si la relación se ha mantenido igual a la original se pude tomar la muestra en la superficie, como en el caso de un yacimiento sub.-saturado. En caso de que la relación gas-petróleo sea mayor que la original, es evidente que el yacimiento se encontraría en dos fases y las condiciones iniciales del yacimiento no se lograran. De tomarse la muestra para recombinar, tendría que tomarse en la superficie.
3.7. – ESCOGENCIA DEL POZO PARA EL MUESTREO: Para esta escogencia se recomienda:
Un pozo nuevo con alto índice de productividad, de tal manera que la presión alrededor del pozo sea lo más alto posible. Se debe evitar el muestreo de pozos dañados ó estimularlos antes del muestreo.
El pozo no debe producir agua libre, en el caso de que el pozo de prueba este produciendo agua se debe tener cuidado en mostrar únicamente la columna de petróleo con el pozo cerrado, ó tomar muestras en superficie en el separador trifásico.
16 La relación gas-petróleo (RGP) y la gravedad (API) del petróleo producido por el pozo de prueba deben ser representativas de varios pozos Se debe evitar el muestreo de pozos cercanos a los contactos de gas petróleo. Si no se puede evitar esto se puede escoger un pozo donde la columna de petróleo tenga un espesor de tal manera que se pueda evitar producir selectivamente la zona de petróleo.
3.8– ACONDICIONAMIENTO DEL POZO PARA EL MUESTREO:
El objetivo de preparar un pozo para un muestreo es sustituir por
desplazamiento el fluido alterado del yacimiento frente a la zona productora con fluidos provenientes de partes más distantes dentro del yacimiento. El solo hecho de cerrar el pozo para restituir la presión en torno al orificio, no
necesariamente transformará el fluido alterado a su composición original, por lo cual es necesario fluir al pozo a caudales bajos, tales que permitan sustituir el fluido alterado por una muestra original.
Una vez que el pozo ha ido seleccionado debe ser preparado apropiadamente para el muestreo; el factor más importante para un buen muestreo es la estabilización. Esta incluye presión de cabezal y de fondo estables, lo mismo que tasa de producción de gas y petróleo.
17 Si el petróleo esta inicialmente saturado ó ligeramente sub.-saturado, la presión diferencial asociada a la tasa de producción causa liberación de gas y fluido bifásico cerca del pozo. Este problema no se puede evitar y por eso es necesario acondicionar los pozos para reducir la presión diferencial (Pyac – Pwf).
3.8.1– Efectos de la reducción de la taza de producción (q) sobre la relación gas-petróleo (RGP):
Cuando se reduce la producción del pozo puede ocurrir que la RGP: a.- Permanezca estable: Es decir, el crudo es sub.-saturado y el pozo esta acondicionado para el muestreo. En este caso se tiene:
Pyac > Pwf > Pb
b.- Disminuya: Es decir, ha ocurrido liberación de gas cerca del pozo pero el gas no ha alcanzado movilidad (Sg menor ó igual Sgc).
El crudo en el yacimiento puede estar:
Ligeramente sub.-saturado con Pyac > Pwf > Pb (figura 8,tasa q1) Saturado con Pyac= Pb > Pwf (figura 7,tasa q2).
c.- Aumenta: Donde hay flujo simultáneo de gas y petróleo en la formación (Sg mayor Sgc).Dependiendo de la presión de yacimiento se puede tener:
Pyac=Pb>Pwf;:el pozo se debe acondicionar como el caso anterior .
18 Observación:
Los problemas asociados con el acondicionamiento de los pozos se pueden evitar ó minimizar haciendo el muestreo antes que la presión caiga considerablemente por debajo de la presión de burbujeo.
4.- VALIDACION DEL ANALISIS PVT
La información presentada en el estudio PVT puede estar influenciada por una serie de eventos que pueden alterar su validez y representatividad de los fluidos de un yacimiento. Estos eventos incluyen las condiciones de tomas de muestras de los fluidos, la forma como se realiza el transporte de la misma hasta el laboratorio, y las condiciones bajo las cuales se realizan los experimentos. En vista de esto se hace necesario realizar un proceso de validación, a fin de determinar la representabilidad de las muestras y la consistencia de las pruebas de laboratorio.
La validación del análisis PVT se debe iniciar con una revisión minuciosa de dicha representatividad, a partir de los datos suministrados en el informe PVT. Los métodos que se utilizaran para la validación del análisis dependen del tipo de fluido con el que se está trabajando (petróleo/condensado) y del tipo de muestra (fondo /superficie)
4.1 – YACIMIENTO DE PETRÓLEO (LIVIANO, MEDIANO Y PESADO) 4.1.1 –Representatividad de la Muestra
La primera etapa para validar la información PVT disponible, es determinar si la data experimental de laboratorio representa adecuadamente los fluidos y las condiciones existentes en el yacimiento.
Para determinarla se debe analizar la siguiente información:
1. Si la muestra es de fondo, se debe verificar si las presiones de burbujeo, la temperatura ambiente o la presión apertura de la herramienta en cada una de las muestras sean similares.
19 hayan sido tomadas en las mismas condiciones de presión y temperatura.
3. Que la temperatura a la que se efectuó el análisis corresponda a la temperatura del yacimiento.
4. Verificar los datos de la formación (del pozo y de la muestra) se correspondan. La relación gas/petróleo medida experimentalmente no sea mas de un 10 % mayor o menor que la medida en el pozo al momento del muestreo, siempre y cuando no exista capa de gas en el yacimiento para dicho momento.
Si alguna de estas condiciones no se cumplen debe descartarse el análisis ya que no se considera representativo de las condiciones del yacimiento para el momento de la toma de muestra.
4.1.2- Consistencia del Análisis:
El análisis que se efectúa en el laboratorio para este tipo de fluido, consiste básicamente de:
4.1.2.1.- Composición de los fluidos del yacimiento.
Las técnicas usadas en la determinación de la composición de una mezcla de hidrocarburos incluyen cromatografía y destilación. Muestras gaseosas son analizadas únicamente por cromatografía desde el C1 hasta el C11. Muchas veces el análisis solo alcanza hasta el C6 ó C7.
La composición de una muestra de fondo ó recombinada se puede obtener haciendo una liberación instantánea (flash) en el laboratorio, y el gas liberado es analizado separadamente del líquido remanente. En este caso es necesario hacer recombinaciones para obtener la composición de la muestra del yacimiento.
4.1.2.2.- Prueba de Liberación Instantánea.
20 volumen de hidrocarburo a la presión de burbujeo, en la cual se nota un cambio dependiente en la secuencia de volúmenes de hidrocarburos contra la presión. Una vez hallada la intersección de ambas rectas se determina el Volumen de Hidrocarburo (Vh = Vo) a la Pb el cual será una variable importante para el cálculo de las propiedades PVT.
La liberación flash apunta las siguientes propiedades del crudo: Presión de burbujeo.
Volumen relativo en función de la presión (Vr = Vh/Vb vs P). La función “Y”.
La compresibilidad del petróleo Co a temperatura y a P ≥ Pb. Presión de burbujeo y volumen relativo.
4.1.2.3.- Prueba de liberación diferencial.
En este experimento se lleva la muestra de fluido a la presión de burbujeo y a la temperatura del yacimiento. Mientras la presión va disminuyendo, la muestra se va agitando para asegurar el equilibrio entre el gas y el líquido. Entonces, todo el gas liberado es removido a una presión constante, mientras se reduce el volumen total a solo volumen liquida en la celda.
Al gas removido se le mide el volumen (Vg) y la Gravedad Especifica. Además se mide el volumen en la celda. Este proceso se repite hasta alcanzar la presión atmosférica. Luego la temperatura es reducida hasta alcanzar los 60◦F, resultando un volumen remanente que será medido y se llamara: Volumen Residual de Petróleo de la liberación Diferencial ó Petróleo Residual. Cada valor de Vo es dividido por el volumen residual (Vr). El resultado es llamado Volumen Relativo del Petróleo (BoD).
El volumen de gas (Vg) removido es medido a las condiciones de la celda (cc) y a las condiciones Standard ( cs).
21
PCYPCSZT P
Bg
35.37 Gravedad específica del gas liberado Factor de compresibilidad del gas (Z).
Factor volumétrico de formación del gas (Bg). Factor volumétrico relativo del petróleo ( BoD) Relación Gas – Petróleo en solución (RsD). Factor volumétrico relativo total (BtD). Gravedad API del crudo residual
El factor volumétrico relativo del petróleo BoD) se calcula de la siguiente manera:
BoD = Vo /VR ( bbl /bbl residual)
La relación Gas – Petróleo en solución RsD se obtiene de la siguiente manera: Rs= Vol. Gas en solución a P y T
Barril de petróleo a 14.7 lpca y 60 ◦F
El factor Z se calcula por Boyle y Mariot : Z= VgccPccTcs
VgcsPcsTcc
El factor volumétrico de formación del Gas removido (Bg) será calculado con el factor Z de la siguientes formas dependiendo con que unidades se desea trabajar:
PCSPCY PZT
Bg
0.0289
PCSBYP ZT Bg 0.00504
BY PCS22
cc cc BOD
572 , 39
952 . 59
El volumen relativo total (BtD) se obtiene de la siguiente manera: BtD =BoD + Bg (RsDb – RsD )
Ejemplo:
P(sig) Bg (cc) Vgcs (PCN) Vo(cc) Ge
2620 63.316
2350 4.396 0.02265 61.496 0.825
2100 4.292 0.01966 59.952 0.818
1850 4.478 0.01792 58.528 0.797
1600 4.96 0.01693 57.182 0.791
1350 5.705 0.01618 55.876 0.794
1100 6.891 0.01568 54.689 0.809
850 8.925 0.01543 53.462 0.831
600 12.814 0.01543 52.236 0.881
350 24.646 0.01717 50.771 0.988
159 50.492 0.01643 49.228 1.213
0 0.03908 42.54 2.039
Vgt= 0.21256 VR = 39,572@ 60°F
Vgcc: Vol de Gas a Condiciones de la celda PVT. Vgcs: Vol de Gas a Condiciones Standard
VR: Volumen Residual a P y T Standard. Vqt: ∑ Vqcs.
A continuación se hará unos cálculos referidos a una presión de 2100 psig.
1. Calculo del volumen relativo:
23 2. Cálculo de la relación Gas – petróleo en solución:
cc bbn x ccresidual PCN RSD 6 10 29 , 6 572 , 39 ) 01966 , 0 2265 , 0 ( 2151256 , 0
RSD 684PCN bblresidual
3. Cálculo del factor - Z:
R psia PCN R psia cc PCN cc Z º 680 65 , 14 01966 , 0 º 520 7 , 2114 10 315 , 35 292 , 4 6 Z= 0.851
4. Cálculo del factor volumétrico de formación del Gas: Bg = 0.0282 (0.851)(680)
(2114.7)
Bg= 0.00771 PC / PCN.
5. Cálculo del volumen relativo total:
l bblresidua PCN bbl PC PCN PC l bblresidua bbl BtD 684 854 615 , 5 00771 , 0 515 , 14.1.2.4.- Pruebas de separadores:
24 y pasado por dos etapas de separación:
Las pruebas de separadores son pruebas de liberación instantánea realizadas en un separador de laboratorio, cuyo propósito es cuantificar el efecto de las condiciones de separación (P,T), en superficie, sobre las propiedades del crudo (Bo y Rs).
Al variar la presión del separador se puede obtener una presión óptima que produzca la mayor cantidad de petróleo en el tanque, donde la presión óptima de separación es aquella que produce menor liberación de gas, crudo con mayor gravedad API y menor factor volumétrico del petróleo.
La muestra de crudo saturado a la presión de burbujeo y temperatura del yacimiento es pasada a través de un separador y luego expandida a presión atmosférica.
En esta prueba se determina:
El Factor Volumétrico de Formación del Separador (Bos).
25 La Relación Gas-Petróleo en solución del separador (Rss).
La Gravedad Específica del Gas del Separador y el del Tanque. La composición del gas.
La prueba del separador, es repetida con varios valores de presión (generalmente se hacen cuatro pruebas), para determinar a cual presión del separador se obtiene mayor calidad del fluido.
La Relación Gas-Petróleo en el separador y el tanque (a las respectivas condiciones) se realizan utilizando las siguientes ecuaciones:
4.1.2.5.- Prueba de viscosidad:
26 En cambio cuando el crudo está saturado, una disminución de la presión produce incremento de la viscosidad del petróleo debido a la reducción del gas en solución.
En un yacimiento agotado el crudo tiene una viscosidad mayor que la que tenía originalmente al inicio de la explotación del yacimiento.
0 1000 2000 3000 4000 5000 PRESIÓN, lpcm
1.3
1.2
1.1
1.0
0.9
0.8
0.7
0.6
0.5
0.4
0.3
T= 220 OF
g
o27 Posibles causas de inconsistencia del análisis:
1. Composición del fluido recombinado: con frecuencia se reporta una composición del fluido analizado que coincide totalmente con la composición del fluido obtenidos por recombinación matemática; si por cualquier razón no corresponde a la del fluido analizado, la composición del fluido producido en cada etapa de agotamiento, tampoco corresponderá con la reportada inicialmente. Esto e traducirá en inconsistencia en el balance de masas.
2. Presión del punto de roció: la diferenciación de estas tres fases dentro de la celdas requiere de un trabajo cuidadoso, especialmente cuando el fluido analizado esta lejos del punto critico y no condensa liquido en cantidades importantes. No existe forma de verificar el valor reportado para la presión de roció, cualquier método o modelo conocido da resultados menos confiables que la información experimental.
3. Medición de volumen y composición del fluido producido en cada etapa de agotamiento: el volumen del fluido producido se mide a condiciones ambientales. Generalmente se produce condensación de líquido al disminuir la presión y la temperatura desde las condiciones de la celda hasta las condiciones de medición, lo que obliga a utilizar un artificio para convertir un líquido en vapor equivalente. Para hacer esta transformación se debe conocer la composición y las características de la fracción pesada del líquido. El error mayor en estas determinaciones se introduce en la evaluación de las densidades.
4.2.- YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO.
4.2.1.- Representatividad de la Muestra.
Para determinarla se debe considerar lo siguiente:
28 fueron tomadas las muestras de líquido y gas deben ser iguales. Si éste no es el caso, entonces el gas y el líquido utilizados para la recombinación no estaban en equilibrio y por lo tanto, la muestra no es representativa. Esto es suficiente para afirmar que el resto de los datos reportados no son consistentes.
Revisar la consistencia de las composiciones de las muestras de gas y líquido del separador aplicando el método de Hoffman, el cual consiste en representar gráficamente los factores: Log. (Kip) vs. bi (l/Tbi-1/T).
El gráfico debe ser una línea recta, si las composiciones son consistentes. Un mal ajuste indica que las composiciones que utilizaron no son representativas de los fluidos del separador en equilibrio y, por consiguiente no producirá un flujo representativo.
Comparar la presión de rocío reportada con la presión estática del yacimiento en el momento de la toma de la muestra. La presión de rocío debe ser menor o igual a la presión estática; en caso contrario, la muestra de fluido no es representativa.
Revisar la composición del fluido del yacimiento comparando la composición total experimental obtenida en el laboratorio con la obtenida por la recombinación matemática de los fluidos del separador, el porcentaje molar de la fracción pesada no debe diferir en más de 5% con respecto a la composición calculada; así mismo el porcentaje molar del metano no debe diferir en mas del 2%. Si la composición experimental del fluido empleado no se encuentra en este rango con respecto a la calculada, es muy probable que las muestras no se hayan recombinado apropiadamente; en tal caso, el fluido utilizado no es representativo del fluido original.
4.2.2- Consistencia del Análisis.
29 de masas el número de moles de gas y de líquido en cada etapa del proceso de agotamiento, así como la composición para cada componente en cada etapa. Si algunos de estos parámetros (número de moles, porcentaje molar o constante de equilibrio) resulta negativo en cualquier momento, el proceso de agotamiento se considera inconsistente y, por lo tanto, no se representa el comportamiento real del fluido original.
Por otra parte, si no hay resultado negativos en el balance de masas, se debe realizar la representación gráfica de las funciones: Log (Kjp) vs bi (l/Tbi-1/T), para cada presión. En este caso, los gráficos deben ser rectas que converjan en un punto único y que las pendientes sean mayores a presiones menores de las etapas del proceso. En el anexo se representa el procedimiento y ejemplo de la validación de un análisis PVT para gas condensado.
5.-LIMITACIONES DE LAS PRUEBAS DE LABORATORIO.
-La muestra de fluido tomada no representa adecuadamente la composición original de los fluidos del yacimiento. Esto ocurre cuando la muestra se toma a presiones de yacimiento menores que la de burbujeo, o el pozo produce agua y/ o gas libre.
-Los procesos de liberación del laboratorio no simulan exactamente el proceso combinado diferencial instantáneo que ocurre en el yacimiento.
-La extrapolación de resultados de laboratorio del campo debe hacerse con mucho cuidado debido a que pequeños errores en las pruebas producen errores graves en los cálculos de balance de materiales, cotejo y predicción de yacimientos.
-En el muestreo de separador, pequeños errores (5%) en las tasas de petróleo y gas producen errores en la presión de burbujeo del orden de 150 lpca.
6.-CONSISTENCIA DE LOS RESULTADOS DE UN ANÁLISIS PVT.
30 a través de las siguientes pruebas:
6.1.- Prueba de la linealidad de la función “Y”
Regularmente el informe de la prueba PVT incluye una tabla con la función “Y” calculada de los datos de expansión a composición constante. La verificación de la función “Y’, permiten determinar la validez del análisis.
Si los valores de volumen y presión han sido bien medidos durante la prueba de agotamiento isotérmico de presión en el laboratorio debe obtener una línea recta al graficar la función “Y” versus la presión, se debe tener en cuenta que la función “Y” es errática cerca de la presión de burbujeo, por causa de dificultades en la medición de pequeños cambios de volumen en el laboratorio.
En ocasiones cuando existe una cantidad importante de componentes no hidrocarburos se presenta una dispersión de los puntos, la cual aumenta cerca del punto de burbujeo y define una curvatura leve pero bien definida. Si la presión de burbujeo señalada es superior a la real, los puntos estarán bastante por encima de la curva definida; si por el contrario esta subestimada los valores de “Y” cerca de del punto de burbujeo tenderán a disminuir bruscamente.
FIGURA 7
V (cc) P (Psig) Vr 61,030 5000 0,9639 61,435 4500 0,9703 61,866 4000 0,9771 62,341 3500 0,9846 62,866 3000 0,9929
Presión Vs. Volumen de Hidrocarburo
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000
0 50 100 150 200 250
Volumen (cc)
Pr
es
ió
n
(p
si
31 62,974 2900 0,9946
63,088 2800 0,9964
63,208 2700 0,9983 63,316 2620 1,0000
63,455 2605 1,0022 63,576 2591 1,0041 64,291 2516 1,0154 65,532 2401 1,0350 67,400 2253 1,0645 69,901 2090 1,1040 73,655 1897 1,1633 78,676 1698 1,2426 86,224 1477 1,3618 95,050 1292 1,5012 112,715 1040 1,7802 136,908 830 2,1623 174,201 640 2,7513 235,700 472 3,7226
La figura 7 muestra la variación del volumen relativo con presión – prueba de liberación instantánea.
Al encontrar la intersección de ambas rectas, se obtuvo la presión de burbujeo y el volumen de hidrocarburo a la presión de burbujeo.
Pb= 2620 (Puig) Vb= 63.316 (cc) (ver figura anterior)
Luego se calcula el volumen relativo dividiendo toda la secuencia de volúmenes por el valor del volumen a la presión de burbujeo Vb . Por ejemplo para la presión de 2516 psig:
Volumen Relativo (Vr)= Vh/Vb
Volumen Relativo (Vr)= 64.291 cc /63.316 cc = 1.0154 Función “Y”.
32
Función Y (vs) P
0,000 0,500 1,000 1,500 2,000 2,500 3,000
0 500 1000 1500 2000 2500 3000
P (lpca)
Y
Función “Y” =Pb –P / P abs. (Vr -1) ; para P> Pb FIGURA 8
V(cc) P(lpca) Vr Y
61,030 5014,7 0,96390 61,435 4514,7 0,97029 61,866 4014,7 0,97710 62,341 3514,7 0,98460 62,866 3014,7 0,99289 62,964 2914,7 0,99444 63,088 2814,7 0,99640 63,208 2714,7 0,99829 63,316 2634,7 1,00000 63,455 2619,7 1,00220 2,608 63,576 2611,7 1,00411 2,71 64,291 2530,7 1,01540 2,669 65,532 2415,7 1,03500 2,590 67,400 2277,7 1,06450 2,509 69,901 2104,7 1,10400 2,421 73,655 1911,7 1,16329 2,316 78,676 1712,7 1,24259 2,219 86,224 1491,7 1,36180 2,118 95,050 1306,7 1,50120 2,028 112,75 1054,7 1,78075 1,92 136,908 844,7 2,16230 1,823 174,201 654,7 2,75130 1,727 235,700 486,7 3,72260 1,621
33 yacimiento:
FIGURA 9
Si la presión de burbujeo señalada en el informe es superior a la real, los puntos estarán bastante por encima de la curva definida como se muestra a continuación:
GRAFICO 10 Función Y (vs) P Función Y (vs)
P
0,000 0,500 1,000 1,500 2,000 2,500 3,000
0 1000 2000 3000
P (Psig) Y
CASO IDEAL
34
En cambio si la presión de burbujeo del informe es inferior a la real, los puntos cerca de Pb se alejan por debajo de la línea recta:
GRAFICO 11
Función Y (vs) P
0,000 0,500 1,000 1,500 2,000 2,500 3,000
0 1000
2
2Y
Caso Pb
sobre estimada
35 De acuerdo con lo expuesto anteriormente se puede concluir que, en el caso que se está analizando estamos subestimando la presión de burbujeo.
FIGURA 12
Función Y (vs) P
0,000 0,500 1,000 1,500 2,000 2,500 3,000
0 1000 2000 00
P (Psig) Y
Caso Pb Sub estimada
36 Para corregir esta situación, se procede de la siguiente manera:
1. Se elimina los puntos que están fuera de la tendencia para realizar una regresión lineal (Y=mx+b)
FIGURA 13 Función Y (vs) P
0,000 0,500 1,000 1,500 2,000 2,500 3,000 3,500
0 500 1000 1500 2000 2500 3000
P(lpca)
Y
Función Y (vs) P
0,000 0,500 1,000 1,500 2,000 2,500 3,000
0 500 1000 1500 2000 2500 3000
P(lpca)
37 2. Igualar esta regresión con la función “Y” y despejar Pb para generar una Pb por cada presión (P) por debajo de la presión de burbujeo (sólo las “P” que estén dentro del comportamiento ideal)
Pb-P/Pabs (Vr-1) =mx+b Pb=(mP+b)*(Pabs (Vr-1) )+P
Donde : m = 0.0005 , b = 1.3562
P (Lpca) Pb (Lpca) 2605,7 2619.746654
530,7 2619.235761 2415,7 2620.112552 2267,7 2621.251558 2104,7 2623.246019
Función Y (vs) P
y = 0,0005x + 1,3562 R2 = 0,9989
0,000 0,500 1,000 1,500 2,000 2,500 3,000
0 500 1000 1500 2000 2500 3000
P(lpca)
Y
2585 2590 2595 2600 2605 2610 2615 2620 2625 2630 2635
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
Presiones de Burbujeo por P<Pb
38 1911,7 2627.342238
1712,7 2628.735864 1491,7 2626.352466 1306,7 2626.134414 1054,7 2612.595561 844,7 2603,215105 654,7 2601,900883 486,7 2628,051224
3. Determinar la presión de burbujeo promedio, descartando los valores que están fuera de la tendencia.
P (Lpca) Pb (Lpca) 2605,7 2619.746654 2530,7 2619.235761 2415,7 2620.112552 2267,7 2621.251558 2104,7 2623.246019 1911,7 2627.342238 1712,7 2628.735864 1491,7 2626.352466 1306,7 2626.134414
2614 2616 2618 2620 2622 2624 2626 2628 2630
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
Presiones de Burbujeo por P<Pb
39 1054,7
844,7 654,7
486,7 2628,051224
FACTOR DE COMPRESIBILIDAD
La compresibilidad de una sustancia se define como el cambio unitario de volumen con presión a temperatura constante. En el caso del crudo tenemos:
Co=-1/Vo (∂Vo/ ∂p) Donde:
Co = Compresibilidad del petróleo, 1/lpc. Vo = volumen.
P= presión, lpc.
Usando diferencias finitas, la ecuación puede escribirse de la forma siguiente:
Co?=-1/Vo (Vo1 – Vo2 / P1-P2) = 1/Vo (Bo1 – Bo2 /P1-P2 ) Para un crudo saturado:
P1=Pb P2=p (> Pb) → Co = Bo –Bob / Bob (Pb –p ) Bo1=Bob Bo2 =Bo (< Bob)
40 FACTOR VOLUMÉTRICO DEL PETRÓLEO, BO.
Viene dado por el volumen en barriles a presión y temperatura de yacimiento ocupado por un barril normal a 14,7 lpca y 60 ◦F, más el gas en solución.
Bo= Barriles de crudo saturado con gas p y t BY Barriles de crudo a 14,7 lpca y 60 ◦F BN
Bo = Bob (1-Co (P- Pb) )
Bo tiene en cuenta el efecto de la presión y temperatura y el gas en solución sobre el volumen del crudo. Regularmente Bo es mayor que 1 pero puede ser menor que 1 en el caso de crudos con muy poco gas en solución sometidos a altas presiones y temperaturas moderadas.
Ejemplo: de una prueba PVT de laboratorio se obtuvo la siguiente información:
Intervalo de Presión Co 5000-4000 lpc 13,48x10*-6 lpc 4000-3000 lpc 15,88x10*-6 lpc 3000-2620 lpc 18,75x10*-6 lpc
Pb = 2620 lpcm, Bob = 1,474 By/BN Calcular Bo a 3000 , 4000 y 5000 lpc Solución:
41 Bo 3000= 1,474 (1- 18.75x10*-6 ( 3000- 2620) ) = 1.4635 BY / BN
Intervalo 4000-3000 lpc
Bo4000 =1.4635 (1-15.88x10*-6 (4000-3000) ) = 1.4403 BY/BN Intervalo 5000-4000 lpc
Bo5000 = 1.4403 (1- 13.48x10*-6 (5000-4000) ) = 1.4209 BY/BN
P (lpca) Bo ( BY/BN)
2620 (burbujeo) 1.474
3000 1.4635
4000 1.4403
5000 1.4209
6.2.-Prueba de densidad.
Se debe cumplir que la densidad del petróleo saturado con gas a la presión de burbujeo de la prueba de liberación diferencial sea igual a la calculada a partir de los datos de las pruebas de separadores.
Esta prueba se considera válida si la diferencia no es mayor de 5%
La densidad recombinada matemáticamente a partir de las pruebas de separadores, se calcula en la forma siguiente:
yT róleoaP lumendePet UnidaddeVo
que MasadelTan or
delSeparad MasadelGas
óleo MasadePetr (
P
b fb
42 BY lb B BY BN B * BN lb óleo MasadePetr ofb W O ofb w o 1 PCN lb B BY BN B BN PCN r elSeparado MasadeGasd ofb W O ofb w o
* 1
BY lb B R elTanque MasadeGasd ofb Tan s g ) ( 0763277 , 0
BY lb ) R ( ) R ( B ,Bofb ofb g s Sep g s Tan
w o
ofb
00763277 (Ec.*)
Donde:
ρodb:Densidad del petróleo saturado a Pb y T de la prueba de liberación diferencial, (lb/BY).
ρofb: Densidad recombinada a partir de las pruebas de separadores, (lb/BY)
γo : Gravedad especifica del crudo de tanque =141.5/ (131.5 + °API) γg : Gravedad específica del gas separado
ρw : Densidad del agua, lb/BN.
Rg : Relación gas-petróleo en solución, PCN/BN.
Ejemplo: Hacer la prueba de densidad a los datos PVT:
Ρodb = 0,6562 g/cc (prueba de liberación. Dif.) Bofb = 1,474 BY/BN.
43 Tanque Rs= 92 PCN/BN ; γg = 1,363
°API = 40,7
Solución:
γo = 141.5/ (131.5 + 40.7) = 0.8217 ρw = 350 lb/BN
Sustituyendo datos en la Ec. *, tenemos:
676 0786 92 1363
474 1 0763277 0 474 1 350 8217
0 * , * ,
, , ,
* ,
ofb
) cc / g , ( BY / lb ,
ofb 22912 06546
Porcentaje de diferencia con respecto al valor de la prueba de liberación diferencial: 100 6562 0 6546 0 6562 0 * , , , Dif % % , Dif
% 024 (Aceptable) 6.3.- Pruebas de Balance de Materiales.
La prueba de separación diferencial es un estudio de la composición variable y por lo tanto se puede evaluar la consistencia de los datos suministrados en el informe mediante un balance de materiales.
Esta prueba consiste en chequear si la Rs experimental de la prueba de liberación diferencial es igual a la Rs calculada por balance de materiales. La diferencia entre los dos valores no debe exceder al 5%.
44 Gravedad API del crudo residual.
Relación Gas-Petróleo en solución a diferentes presiones. Factor Volumétrico del Petróleo a diferentes presiones.
Gravedad específica del gas liberado en cada etapa de liberación. En la deducción de las ecuaciones para calcular Rs, se tomará como base un litro de petróleo residual a condiciones normales (60 °F y 14,7 lpca).
A 14.7 lpca y 60 °F Masa de petróleo:
cc * cc / g ) (
mo1 ow 1000
Donde:
API ,
,
o
5 131
5 141
) lagua densidadde (
cc / g ,
w0999015
Masa de gas en Solución 0
1
g m
Volumen de gas en Solución 0
1
g
V
Relación gas-petróleo en Solución 0
1
s R
A 14.7 lpca y T(Temperatura de Prueba) Masa de petróleo:
0
1 2 o
o m
45 La masa y volumen de gas en solución y la relación gas-petróleo en solución siguen siendo cero:
0
2
g
m ; Vg20 ; Rs20 A Pi y T:
Masa de petróleo: g * Bo Po
moi i i 1000
Significado de subíndices: d = diferencial i = nivel de presión
Incremento de la masa de gas en solución entre las presiones Pi y Pi-1:
1
i i
i mo mo
mg
Volumen de gas en solución correspondiente a mgi:
gdi i i mg * , * , , Vg 7 454 96 28 4 379 PCN mg , Vg gdi i
i002881
Relación gas-petróleo en solución correspondiente a Pi: ) BN / PCN ( Vg Rs
Rsdi di1159 i
Ejemplo: Realizar la prueba de balance de materiales a los siguientes puntos del análisis PVT:
Presión,l pca
14,7 14,7 173,7 364,7 614,7
46 atura; °F
Rsd, PCN/BN
0 0 157 223 292
Bod, BY/BN
1,0 1,075 1,244 1,283 1,32
Pod, g/cc
-- 0,7892 0,7382 0,7291 0,7198
γgd, adim
-- 2,0391 1,213 0,988 0,881
°API(crudo residual) = 35,1° Vo a 14,7 lpca y 60 °F = 1000 cc Para P1 = P2 = 14,7 lpca
g , * , * API , , m
mo o 0999015 1000 8485
5 131
5 141
2
1
Para P3 = 173,7 lpca 1000
3 3 3 Po Bo *
mo d d
1000 244 1 7382 0
3 , * , *
mo
g ,
mo391832
2 3 3 mo mo
mg
50 848 32 918
3 , ,
mg
g ,
47
3 3
3 0,02881mg / gd
Vg
213 1 82 69 02881 0
3 , * , / ,
Vg
PCN ,
Vg3166
3 2
3 Rs 159Vg
Rsd d
66 1 159 0
3 * ,
Rsd
BN / PCN , Rsd32639
Para las otras presiones se procedió de manera similar, obteniéndose los siguientes Rsdcal:
Presión, lpca
T, °F Rsd exp, PCN/BN
Rsd cal, PCN/BN
%DIF
14,7 60 0 0 0
14,7 220 0 0 0
133 220 157 263,9 40,3
364,7 220 223 343,4 35,1
614,7 220 292 419,7 30,4
De esta tabla se puede observar que el análisis PVT tiene problemas de consistencia entre Rsd y otras propiedades: Bod, Pod y γgd.
6.4.- Prueba de Desigualdad:
Una restricción importante que deben cumplir los datos que sean consistentes es:
P Rs Bg P
Bod d
48 De una prueba de liberación diferencial se tiene:
) Rs Rs ( Bg Bo
Btd d di d
Derivada parcial con respecto a P:
P ) Rs Rs ( Bg P Bg ) Rs Rs ( P Bo P
Bi di d
d di d d
Haciendo: 0
P Bg ) Rs Rs
( di d
P Rs Bg P ) Rs Rs (
Bg di d d
Se obtiene: P Rs Bg P Bo P
Bid d d
0 P
Bid lo cual se cumple si
P Rs Bg P
Bod d
Ejemplo: Realizar la prueba de desigualdad a los siguientes puntos de análisis PVT.
Presión,lpcm Bod,BY/BN Bg,PCY/PCN Rsd, PCN/BN
2620 1,6 --- 854
2350 1,554 0,00685 763
2100 1,515 0,00771 684
Solución:
Intervalo 2620 – 2350 lpcm
49 00041 0 2350 2620 763 854 615 5 00685 0 , * , , P Rs
Bg d
Se cumple: 0,00017<0,00041 Intervalo 2350 – 2100 lpcm
00016 0 2100 2350 515 1 554 1 , , , P
Bod
00043 0 2100 2350 684 763 615 5 00771 0 , * , , P Rs
Bg d
Se cumple: 0,00016<0,00043
La desigualdad es satisfecha en ambas intervalos de presión
6.5 -Pruebas de condiciones de Recombinación:
Para las muestras tomadas en el separador, se debe cumplir que las condiciones de presión y temperatura de recombinación en el laboratorio sean iguales a las del separador.
También se debe chequear que las condiciones de presión y temperatura del separador al momento de la toma de la muestra de gas, sean iguales a las del momento de la toma de la muestra de líquido.
7.-VALIDACIÓN DE LAS PRUEBAS PVT CON INFORMACIÓN DE CAMPO.
Se debe chequear que los resultados de la prueba PVT correspondan con el comportamiento de producción del yacimiento de acuerdo al siguiente esquema:
50 PRODUCCIÓN MUESTRAN DEBE INDICAR
RGP estable y declinación rápida de la presión del
yacimiento.
Pb < Pyac
Yacimiento Sub-saturado
Incremento rápido de la RGP de la presión del
yacimiento
Pb = Pyac Yacimiento Saturado
8.- PRESIÓN ÓPTIMA DE SEPARACIÓN.
La presión óptima de un separador es aquella que estabiliza en fase líquida el máximo número de los moles de la mezcla. De acuerdo a la definición, a la presión óptima se debe tener:
Máxima producción de petróleo. Máxima gravedad API del crudo. Mínima relación gas-petróleo.
Mínimo factor volumétrico del petróleo.
De la prueba de separadores se obtiene la variación de °API, Bofb y Rsfb, con presión.
9.-PREPARACIÓN DE LOS DATOS PVT PARA USO EN CÁLCULOS DE YACIMIENTOS. Hay dos tipos de cálculos que deben ser hechos con anterioridad al uso de los datos PVT de laboratorio en estudios de ingeniería de yacimientos. Estos son:
Suavización de los Datos de la Prueba de Expansión.
51 (separadores).
9.1.-Suavización de los Datos de la Prueba de Expansión.
Los valores de presión de burbujeo y volúmenes relativos totales (V/Vb) deben ser suavizados mediante el uso de la función“Y” para corregir las inexactitudes de las mediciones de pequeños volúmenes. La variación de “Y” con presión es una línea recta para crudos con poca cantidad de impurezas cuando las mediciones de volúmenes y presiones son exactas.
Procedimientos:
Calcular los valores de “Y” a diferentes presiones. Graficar “Y”vs P en papel normal.
Ajustar los puntos del tipo Y= a + bp, utilizando la técnica de los mínimos cuadrados y el rango de presiones: 0.9 > P/Pb >0.3.
Recalcular los valores de Y a partir de la ecuación ajustada en el paso anterior y determinar nuevos valores de V/Vb.
V/Vb = 1 + (Pb – P)/ YP.
9.2- Cálculo de PVT combinado (prueba diferencial/prueba separador)
Regularmente en los análisis PVT no se incluye la corrección que se debe hacer a Bod, Rs y Btd de la prueba de liberación diferencial por efecto de las condiciones de separación. Se conoce que la liberación de gas en el yacimiento se aproxima más al tipo diferencial, pero al llegar el petróleo a los separadores ocurre una liberación instantánea. De tal manera que desde el yacimiento hasta el tanque ocurre dos procesos de liberación, por esta razón es necesario corregir los datos de liberación diferencial por efecto de las condiciones de separación, es decir, construir un PVT combinado.
52 las siguientes ecuaciones.
A P>Pb fb Rs Rs Vb V * Bo Bo fb Bo Bt
A P < Pb
db fd d db fb Bo Bo * ) Rs Rs ( Rs
Rs
db fd d Bo Bo * Bo Bo db fd d Bo Bo * Bt Bot
10.-CORRELACIONES PARA ESTIMAR PROPIEDADES PVT.
Las propiedades de los fluidos de un yacimiento se pueden medir en el laboratorio si se dispone de muestras representativas, equipos de medición apropiados y recursos de tiempos y dinero.
Existe una gran variedad de yacimiento que no disponen de análisis PVT. En estos casos, las propiedades de los fluidos se pueden estimar en base a correlaciones de Bo, Pb, Rs, etc., vienen dada en función de otros parámetros de fácil estimación y/o medición.
53 yacimiento, a continuación se presenta una serie de correlaciones de propiedades PVT de crudos de baja volatilidad (livianos, medianos y pesados). 10.1.- CORRELACIONES DE STANDING
Las correlaciones de Standing fueron publicadas en las décadas de los 40 y desde entonces se han utilizado ampliamente en la industria petrolera. Sin embargo estas correlaciones fueron obtenidas para crudos de California y por lo tanto no pueden ser utilizados indiscriminadamente para cualquier tipo de crudo.
El interés en presentar estas correlaciones es que ellas han servido como punto de partida para desarrollar nuevas correlaciones aplicables a una provincia petrolífera como el caso del Oriente de Venezuela.
En el desarrollo de las correlaciones, Standing usó datos PVT de 105 muestras de fluidos de yacimientos de California. El rango de los datos utilizados por Standing es el siguiente:
Presión de Burbujeo, lpca 130 - 7000
Temperatura, °F 100 - 258
Relación gas-petróleo en solución, PCN/BN 20 - 1425
Gravedad del petróleo de tanque, °API 16,5 - 63,8 Gravedad del gas disuelto (aire = 1) 0,59 - 0,95 Condiciones de separador:
Temperatura, °F 100
Presión, lpca 150 - 400
10.1.1.- Presión de burbujeo.
Es importante conocer la presión de burbujeo del crudo de un yacimiento porque ésta nos indica si el yacimiento es saturado o sub.-saturado.
Pb = 18.2 (A – 1.4 ) (Ec. 01)
B ,
g
b *
Rs
A 10
83 0
(Ec. 02)
54 Donde:
Pb = Presión de burbujeo, lpca.
Rsb = Relación gas-petróleo en solución a Pb, PCN/BN γ= Gravedad Especifica del gas en solución. (aire = 1) T = Temperatura, °F.
°API =Gravedad API del petróleo de tanque.
De acuerdo a McCain, la correlación Standing genera valores de Pb, dentro de un 15% de error para temperatura hasta 325°F.
Rsb y γg, se obtienen de pruebas de producción.
Tanque sep
b RGP RGP
Rs (Ec. 04)
Tanque sep Tanque g sep g g RGP RGP ) RGP ( ) RGP (
(Ec. 05)
El pozo de prueba, del cual se obtiene la anterior información, es representativo de La zona de petróleo y no produce gas libre.
10.1.2.- Relación Gas-Petróleo en solución. De la ecs. 01 y 02
B , B g b , ) , / Pb ( Rs 205 1 10 4 1 2 18
(Ec. 06)
Para un yacimiento saturado, Pb = Pyac
55 crudo.
Aunque la correlación de Standing fue desarrollada para fluidos en el punto de burbujeo, la presión Pb que aparece en la correlación puede ser cualquier presión menor o igual a la de burbujeo puesto que si se retira el gas liberado hasta determinada presión, tal como en la prueba de liberación diferencial, el líquido remanente queda a una nueva presión de burbujeo o de saturación.
10.1.3.-Factor volumétrico del petróleo Bob = 0,9759 + 1,2x10-4*A1,2 (Ec. 07)
T * , Rs
A
,
o g
b 125
50 0
(Ec. 08)
Donde: Bob = factor volumétrico del petróleo a Pb, BY/BN
Las demás variables tienen el mismo significado y unidades de las ecs 02 y 03.
McCain informa que esta correlación tiene un margen de error de 5% para temperaturas hasta 325°F, esta ecuación puede ser usada para estimar Bo a P < Pb.
Ejemplo
La prueba inicial de producción de un pozo arrojo los siguientes resultados:
56 Yo =0.8463
T = 130 ºF
Existe una pequeña capa de gas, pero el pozo esta produciendo en la zona de petróleo. Determine Pb y Bob por medio de las correlaciones de Standing.
Solución: se considera que la prueba de producción es representativa de la zona de petróleo. Para este petróleo Rs = Rsb
De las ecuaciones 1, 2 y 3 B = 0.00091 * 130 - 0.0125 * 35.7 B = -0.328
A = 1035 0.83 *10-0.328 0.934
A = 158.13
Pb = 18.2 *(158.13-1.4) Pb = 2853 LPCA
Para el factor volumétrico
A = 10.35 + 0.934 0.5 * 1.25 * 130 0.8463
A = 1249.81
57 TABLA COMPARATIVA
Prueba PVT Standing % error
Pb, Ipca 3600 2853 20.7
Bob, BY/BN 1.636 1.6 2.2
10.2.- CORRELACIONES DE VÁSQUEZ Y BEGGS
Vásquez y Beggs desarrollaron correlaciones para determinar Rs y Bo a partir de datos PVT de crudos de diferentes partes del mundo. Las correlaciones fueron obtenidas a partir de variables dentro de los siguientes rangos:
Presión de burbujeo, lpca 50 - 5250 Temperatura, ºF 70 - 295 Relación gas-petróleo en solución, PCN/BN 20 - 2070 Gravedad del petróleo de tanque, ºAPI 16 - 58 Gravedad especifica del gas 0.56 - 1.18
En una evaluación de varias correlaciones hecha por Abdul Majeed concluyó que las correlaciones de Vásquez y Beggs fueron las mejores en predecir el comportamiento PVT de crudos IRAK.
10.2.1- Relación Gas-Petróleo en solución
La siguiente correlación sirve para calcular Rs de crudos saturados a una presión P y fue obtenida a partir de 5008 valores experimentales.
Rs = C1γgcPC2* EXP[C3 (API/ T + 460)]
58 C1 0.0362 0.0178
C2 1.0937 1.1870 C3 25.7240 23.9310
Donde:
Rs: Relación gas-petróleo en solución a P, PCN/BN γgc: Gravedad especifica corregida del gas (aire=1) P y T: presión y temperatura de interés, Ipca y ºF ºAPI: Gravedad ºAPI del crudo
Vásquez y Beegs observaron que la γg es uno de los parámetros de correlación que más afecta a la presión de burbujeo. La gravedad específica del gas liberado depende de las condiciones de Ps y Ts de separación. La γg es usada por Vásquez y Beggs es la obtenida de un sistema de separación en dos etapas, en la cual la presión de la primera etapa es 100 lpcm. Si la γg conocida para aplicar la correlación, corresponde a una presión de separación diferente a 100lpcm,se debe corregir a través de la siguiente ecuación para usarla en las correlaciones:
γg = γgs[ 1+ 5.912*105API * Ts * log(Ps/114.7)]
Donde:
