Embed Size (px)
Citation preview
Gonzalo Rojas, Ph.D
CARACTERIZACIÓN TERMODINÁMICA
DE YACIMIENTOS DE
HIDROCARBUROS
A PARTIR DE:
• DIAGRAMA DE FASES-PRUEBAS PVT
• INFORMACIÓN DE PRUEBAS DE
PRODUCCIÓN
Gonzalo Rojas, Ph.D
CARACTERIZACIÓN DE YACIMIENTOS EN BASE A LA MEZCLA DE HIDROCARBUROS QUE
CONTIENEN
CARACTERIZACIÓN DE YACIMIENTOS EN BASE A LA MEZCLA DE HIDROCARBUROS QUE
CONTIENEN
• PRESIÓN
• TEMPERATURA
• ATRACCIÓN MOLECULAR
• REPULSIÓN MOLECULAR
FACTORES FÍSICOS QUE CONTROLAN EL COMPORTAMIENTO DE FASES
FACTORES FÍSICOS QUE CONTROLAN EL COMPORTAMIENTO DE FASES
Gonzalo Rojas, Ph.D
PRESIÓN Y Confinan las Moléculas
ATRACCIÓN MOLECULAR
TEMPERATURA Y Dispersan las Moléculas
REPULSIÓN MOLECULAR
DIAGRAMA DE FASESDIAGRAMA DE FASES
Gonzalo Rojas, Ph.D
Es un Diagrama de P vs T que muestra los cambios de fases
(Líquido, Gas) que sufre una mezcla de hidrocarburos con Presión y
Temperatura
Gonzalo Rojas, Ph.D
Diagrama de fases de una mezcla de Gas Natural-
Gasolina Natural
Diagrama de fases generalizado de un Gas
Condensado
Gonzalo Rojas, Ph.D
Diagrama de fases para diferentes tipos de crudos y
gases
YACIMIENTOS 1. Gas Seco
DE GAS 2. Gas Húmedo
3. Gas Condensado
YACIMIENTOS 1. Petróleo Volátil DE PETRÓLEO (Alto Encogimiento)
2. Petróleo Negro a. Liviano (Bajo Encogimiento) b. Mediano
c. Pesado d. Extrapesado
(Bitumen)
Gonzalo Rojas, Ph.D
Clasificación de los Yacimientos en base a los hidrocarburos que contienen
YACIMIENTOS DE GAS SECOYACIMIENTOS DE GAS SECO
Gonzalo Rojas, Ph.D
• La mezcla de hidrocarburos permanece en fase
gaseosa a condiciones de yacimiento y
superficie
• Temperatura del yacimiento muy superior a la
cricondentérmica
• Contenido de C1>90% y C5+<1%
• Solo a temperaturas criogénicas (<-100°F) se
puede obtener cierta cantidad de líquidos de
estos gases
Gonzalo Rojas, Ph.D
Composición típica de mezclas provenientes de yacimientos de hidrocarburos
COMPONENTE GAS
SECO
GAS
HÚMEDO
GAS
CONDENSADO
PETRÓLEO
VOLÁTIL
PETRÓLEO
NEGRO
C1 96.0 90.0 75.0 60.0 48.83
C2 2.0 3.0 7.0 8.0 2.75
C3 0.5 2.0 4.5 4.0 1.93
iC4 – nC4 0.5 2.0 3.0 4.0 1.60
iC5 – nC5 - 1.0 2.0 3.0 1.15
C6 - 0.5 2.5 4.0 1.59
C7+ - 1.5 6.0 17.0 42.15
MC7+ - 115 125 180 225
RGL, PCN/BN - 26000 7000 2000 625
Líquido °API
de Tanque Color
- 60° 55° 50° 34.3°
- Incoloro Amar. claro
Amar. claro
Amarillo
Amarillo
Oscuro
Negro
Gonzalo Rojas, Ph.D
Diagrama de fases de un Gas Natural
YACIMIENTOS DE GAS HÚMEDOYACIMIENTOS DE GAS HÚMEDO
Gonzalo Rojas, Ph.D
• Gas en el yacimiento
• Dos fases en superficie
• No presenta condensación retrógrada
• RGL > 15000 PCN/BN (Regularmente: 50-100
MPC/BN)
• Contenido de Líquido < 30 BN/MMPCN
• °API > 60° (Líquido proveniente del Gas)
• Líquido de tanque: Incoloro
YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO
YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO
Gonzalo Rojas, Ph.D
GAS CONDENSADO YACIMIENT
O
SUPERFICIE
GAS
CONDENSADO
YACIMIENTOS DE GAS CONDENSAD0
YACIMIENTOS DE GAS CONDENSAD0
Gonzalo Rojas, Ph.D
• Gas en el yacimiento
• Dos fases en superficie
• Presenta condensación retrógrada
• Tc < Ty <Tcdt
• RGL > 3200 PCN/BN
• °API > 40 – 45°
• % C1 > 60
• % C7+ < 12.5
• Ligeramente coloreado – Amarillo claro
YACIMIENTOS DE GAS CONDENSAD0
YACIMIENTOS DE GAS CONDENSAD0
Gonzalo Rojas, Ph.D
• Clasificación
Riqueza GPM BN/MMPCN
Alta 14.6 348 > 300
Media 9.4 224 200 - 300
Baja 7.3 173 100 – 200
Pobre 4.0 97 < 100
CONDENSADOCONDENSADO
Gonzalo Rojas, Ph.D
• Líquido del Gas Condensado que se encuentra
en el yacimiento en fase gaseosa
• Gravedad API: 40 – 60°. Se han encontrado
condensados con 29 – 30 °API
• Color: generalmente incoloro – amarillo claro
• Fuera de la Cuota OPEP
DEFINICIÓN DE CONDENSADOS DESPUÉS DE LA REUNIÓN DE VIENA
DEFINICIÓN DE CONDENSADOS DESPUÉS DE LA REUNIÓN DE VIENA
Gonzalo Rojas, Ph.D
“Naturally ocurring condensates are those hydrocarbons that exist in the single gaseous phase in reservoirs whose original temperature falls in the range from he critical temperature to the maximum temperature at which two phases can co-exist (cricondentherm). Those hydrocarbons must only be produced from wells completed in gas condensate reservoirs and become liquid at standard conditions of temperature and pressure”.
“Definición Aprobada”
• Límite Superior• API : 50° ó mayor• RGL : 5000 PCN/BN o mayor• %C7+: 3.5 ó menor
• Límite Inferior• API : 45°• RGL : 5000 PCN/BN• %C7+ : 8
• Prueba Adicional• Destilación ASTM D-86
90% cond. a T ≤ 650 °F
DEFINICIÓN OPEP DE YACIMIENTO DE GAS CONDENSADO
DEFINICIÓN OPEP DE YACIMIENTO DE GAS CONDENSADO
Gonzalo Rojas, Ph.D
Gonzalo Rojas, Ph.D
Caracterización de fluidos del Norte de Monagas y del Área Tradicional de Anaco
Norte de Monagas Área Tradicional de Anaco
Gas Condensado
Volátil Gas Condensado
Volátil
RGP, PCN/BN 2770 - 9200 1027 - 2905 3233 - 61000 1050 - 2865
°API 31.8 – 38.4 26 - 34 39 – 59.9 29.6 - 51
C1, % 66.6 – 77.3 49.9 – 65.8 88.4 39 - 64
C7+, % 4.9 – 13.6 13.4 – 25.9 1.2 – 12.0 13.1 – 28.7
Gonzalo Rojas, Ph.D
Efecto de la Gravedad °API sobre la
Presión de Rocío Retrógrada
Efecto de la Temperatura sobre la Presión de Rocío
Retrógrada
Efecto de la Relación Gas-Condensado
sobre la Presión de Rocío Retrógrada
Gonzalo Rojas, Ph.D
Comportamiento Retrógrado de un Gas Condensado
Gonzalo Rojas, Ph.D
Revaporización de Condensado al presurizar con gas yacimientos agotados de Gas Condensado
Gonzalo Rojas, Ph.D
Diagrama de fases de los fluidos de un Yacimiento de Gas Condensado con
Zona de Petróleo (Pierna)
YACIMIENTOS DE PETRÓLEO VOLÁTIL
YACIMIENTOS DE PETRÓLEO VOLÁTIL
Gonzalo Rojas, Ph.D
• La mezcla de hidrocarburos se encuentra en fase líquida en el yacimiento y en dos fases en superficie
• Temperatura del yacimiento ligeramente menor que la crítica
• El agotamiento isotérmico de presión produce alto encogimiento del crudo (hasta 45%)
• El gas liberado puede ser del tipo Gas Condensado
• % C7+ > 12.5
• % C1 < 60
Diferencias entre Yacimientos de Gas Condensado y Petróleo VolátilDiferencias entre Yacimientos de
Gas Condensado y Petróleo Volátil
Gonzalo Rojas, Ph.D
Gas Condensado Petróleo Volátil
Tc < Tyac < Tcdt Tyac ≤ Tc
Gas en el yacimiento Líquido en el Yacimiento
Presenta Pto. de Rocío Presenta Pto. de Burbujeo
% C7+ < 12.5 % C7+ > 12.5
% C1 > 60 % C1 < 60
Líquido de tanque incoloro-amarillo claro
Líquido de tanque amarillo-amarillo oscuro
RGPi > 3200 PCN/BN 1750 ≤ RGPi < 3200 PCN/BN
Gonzalo Rojas, Ph.D
El Efecto de la composición sobre la RGP inicial de producción es indicada por los limites composicionales
de los cinco tipos de fluidos de yacimiento
Heptano plus en el fluido de yacimiento, % molar RG
P in
icia
l de
pro
du
cció
n, P
CN
/BN
0 5 10 15 20 25 30 30
PETRÓLEO NEGRO
GAS SECO
PETRÓLEO VOLÁTIL
GAS CONDENSADO
Punto de Rocío
Punto de Burbujeo
50,000 40,000 30,000 20,000 10,000
YACIMIENTOS DE PETRÓLEO DE BAJA VOLATILIDAD
YACIMIENTOS DE PETRÓLEO DE BAJA VOLATILIDAD
Gonzalo Rojas, Ph.D
• Líquido en el yacimiento • Líquido y Gas en la superficie• % C7+ > 20• % C1 < 50• Ty < Tc• RGP < 1750 PCN/BN• Petróleo de tanque
Color Negro °API Menor de 40°
• Bo < 1.5 BY/BN
YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO CON ZONA DE PETRÓLEO
YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO CON ZONA DE PETRÓLEO
Gonzalo Rojas, Ph.D
Durante el agotamiento de presión ocurre condensación retrógrada en la capa de gas y liberación de gas en la
zona de petróleo
Gas Condensado en el Punto de
Rocío
Petróleo en el Punto de Burbujeo
(30-40° API)
Acuífero
Gonzalo Rojas, Ph.D
Diagrama de fases de los fluidos de un Yacimiento de Petróleo Negro con Capa
de Gas
Gonzalo Rojas, Ph.D
Caracterización de fluidos de Yacimientos en base a información de pruebas de
producción y análisis cromatográficos (Mc Cain)
RGP °API C4+ C1 COLOR
GAS SECO > 100000 -- < 0.7 % > 90 % ----
GAS HUM. > 15000 < 70 < 4 < 90 INCOL.
GAS COND. > 3200 > 40 < 12.5 > 60 AM CLARO
PET. VOL. > 1750 > 40 > 12.5 < 60 AM. OSCURO
PET. NEGRO < 1750 < 45 > 20 < 50 NEG. VER.
Gonzalo Rojas, Ph.D
EVOLUCIÓN DE LA GRAVEDAD API Y LA RGP CON EL TIEMPO
Gonzalo Rojas, Ph.D
VARIACIÓN DE LA COMPOSICIÓN DE MEZCLAS DE HIDROCARBUROS CON
PROFUNDIDAD
Variación de la Composición de la Mezcla de H – C con Profundidad
Variación de la Composición de la Mezcla de H – C con Profundidad
Gonzalo Rojas, Ph.D
• Observada experimentalmente Fuerzas Gravitacionales (Sage y Lacey)
• Observada recientemente en yacimientos profundos y gran espesor
• Gas Condensado a Crudo Liviano o Volátil
• Crudo Mediano a Pesado
• Deben ser tomados en cuenta en simulación (20% de diferencia en POES y predicción de petróleo acumulado)
• En yacimientos se debe a:
• Fuerzas de Gravedad: BARODIFUSIÓN por si sola puede explicar el fenómeno
• Cambios de Temperatura con Profundidad: TERMODIFUSIÓN
Gonzalo Rojas, Ph.D
Cambios con profundidad de P, T, %C1 y %C7
+ de un Yacimiento del Mar del Norte
PROF., Pies
PRESIÓN, lpca
TEMP, °F
% C1 % C7+
3136 6516.5 ---- 72.3 6.36
3156 6510.7 106.7 64.18 12.74
3181 6441.1 107.8 59.12 18.14
3217 6577.5 108.9 54.92 19.98
Movimiento de las Moléculas por BARODIFUSIÓN
Movimiento de las Moléculas por BARODIFUSIÓN
Gonzalo Rojas, Ph.D
• Crudos Livianos 10 cm/año
• Crudos Pesados 107 años
Formación de
agregados
Asfalténicos
Yacimientos con mayor tendencia a mostrar Variaciones
Composicionales
Yacimientos con mayor tendencia a mostrar Variaciones
Composicionales
Gonzalo Rojas, Ph.D
• De gran espesor y/o cambios importantes de profundidad
• Yacimientos Cuasicríticos, de Gas Condensado y petróleo volátil (también crudo negro mediano)
• Con pequeñas cantidades de crudos muy pesados y componentes aromáticos en el Gas o en el Petróleo
• Con gran cantidad de fracciones intermedias (C2 – C4). Mezcla cerca de su condición crítica
• La composición cambia más rápidamente si Py y Ty están cerca de Pc y Tc cuando uno o más componentes tienen densidad superior al promedio
Gonzalo Rojas, Ph.D
Variación con profundidad del contenido de C1 y C7
+ de los Yacimientos del Campo East Pointer
Algoritmo Termodinámico de Predicción
Algoritmo Termodinámico de Predicción
Gonzalo Rojas, Ph.D
• El cambio de energía libre de GIBBS de un componente se puede relacionar con la Fugacidad:
dGi = RT Ln fi (i=1,2,…,N)
y también con los Pesos Moleculares
dGi = Mi g dh (i=1,2,…,N)
• Entonces
RT Ln fi = Mi g dhEcuación de Equilibrio Termodinámico de una columna multicomponente sometida a una Campo
Gravitacional a temperatura constante
Algoritmo Termodinámico de Predicción (cont)
Algoritmo Termodinámico de Predicción (cont)
Gonzalo Rojas, Ph.D
• Integrando ente límites:
• Sólo aparecen efectos gravitacionales
• Las fugacidades a P y T se determinan por Ecuación de Estado
RT
ghMEXPff
ffhh
ffh
ioi
hi
hii
ii00
El Algoritmo permite determinarEl Algoritmo permite determinar
Gonzalo Rojas, Ph.D
• Variación de Composición con
Profundidad
• Posición de los Contactos Gas-Líquido y
Líquido-Líquido
• Cambios de Estado de las Fases con
Profundidad
Gonzalo Rojas, Ph.D
Resultados de la Aplicación del Algoritmo de Schulte a un Yacimiento del Mar del
Norte
COMP / PROF
3162.5 m 3241 m
EXP CALC. % E EXP. CALC. % E
C1 68.31 63.93 6.4 53.06 58.27 -9.8
C3 5.77 5.93 -2.8 6.65 5.68 -14.6
C7 1.36 1.93 -41.9 2.93 2.26 22.9
C11+ 3.44 5.51 60.2 11.00 10.83 1.6
Gonzalo Rojas, Ph.D
Comparación de las curvas de RGP vs Profundidad real y calculada
Variación de las Propiedades de las Mezclas de Hidrocarburos con
Profundidad
Variación de las Propiedades de las Mezclas de Hidrocarburos con
Profundidad
Gonzalo Rojas, Ph.D
• Composición:
Puede haber disminución de CH4 y Aumento de C7
+
• Relación Gas-Petróleo:
Por disminución de livianos y aumento de pesados con profundidad, RGP disminuye con la Profundidad
Gonzalo Rojas, Ph.D
Variación del contenido de C1 y C7
+ con profundidad del Campo Anschutz Ranch East
Variación de la RGP con profundidad del Campo
Anschutz Ranch East
Variación de las Propiedades de las Mezclas de Hidrocarburos con
Profundidad (cont)
Variación de las Propiedades de las Mezclas de Hidrocarburos con
Profundidad (cont)
Gonzalo Rojas, Ph.D
• Presión de Saturación:
a) Presencia de CGP: en el CGP la presión del yacimiento es igual a la de saturación
- En la Zona de Gas Condensado:
h P. Rocío
Por incremento del peso molecular del gas y T
- En la Zona de Petróleo:
h P. Burbujeo
Por disminución de la RGP de solución
Gonzalo Rojas, Ph.D
Contactos Gas - PetróleoContactos Gas - Petróleo
• CGP Saturado: - En el Contacto: Py=Pb=Proc
- Equilibrio Termodinámico
entre el Gas Condensado y
el Petróleo Volátil• CGP Subsaturado: - Se observa zona de
transición
- En vez de contacto En la Zona de Gas Cond: Py
> Proc
En la Zona de Pet. Vol: Py > Pb
Gonzalo Rojas, Ph.D
Cambios de la Presión de Saturación en Yacimientos con Variación Composicional
Variación de las Propiedades de las Mezclas de Hidrocarburos con
Profundidad (cont)
Variación de las Propiedades de las Mezclas de Hidrocarburos con
Profundidad (cont)
Gonzalo Rojas, Ph.D
• Presión de Saturación:
b) Ausencia de CGP definido (Py muy alta):
- Py > Proc Condensado Subsaturado
- Py > Pb Comportamiento similar al caso “a”
Gonzalo Rojas, Ph.D
Cambios de la Presión de Saturación en Yacimientos con Variación Composicional
Ejemplos de CampoEjemplos de Campo
Gonzalo Rojas, Ph.D
• Yacimientos del Mar del Norte
Cambios en la columna de Hidrocarburos:
Base Crudo Subsaturado
Cresta Gas Condensado
Zona Intermedia Crudo Cuasicrítico
Gonzalo Rojas, Ph.D
Ejemplos de Campo: Yacimientos del Mar del Norte
Prof., m T, °C Py, lpca Psat, lpca RGP, PCN/BN
3136 ---- 6516.5 5656.5 5643
3156 106.7 6510.7 5482.4 3431
3181 107.8 6441.1 5410.0 2190
3217 108.9 6577.5 4786.2 1707
Gonzalo Rojas, Ph.D
Ubicación de las pruebas DST en un Yacimiento del
Mar del Norte
Variación de la temperatura Crítica con la Profundidad en un Yacimiento del Mar
del Norte
Ejemplos de Campo (cont)Ejemplos de Campo (cont)
Gonzalo Rojas, Ph.D
• Campo El Furrial
A medida que se profundiza:Disminuye la Presión de Burbujeo
4650 3000 LpcAumenta el Contenido de Asfaltenos
12 25%Disminuye la Gravedad API
30 8°
Gonzalo Rojas, Ph.D
Sección Esquemática del Campo “El Furrial”
Gonzalo Rojas, Ph.D
Campo El Furrial: Contactos Verticales de Fluidos
PESADO INMÓVIL
PESADO MÓVIL
ZONA DE TRANSICIÓN
Presión de Cabezal, lpc 1000 4000 5000
Gravedad API del Crudo 8 8 – 15 15 – 22
Asfaltenos, % 25 8 – 20 12
Contactos: Bloque Central -15647’ -15550’ -15450’
Bloque Meridional -14910’ -14820’ -14770’
Gonzalo Rojas, Ph.D
Variación de la Presión de Burbujeo, Gravedad API y % de Asfaltenos con
Profundidad. Campo “El Furrial”
Ejemplos de Campo (cont)Ejemplos de Campo (cont)
Gonzalo Rojas, Ph.D
• Campo Carito
Tres Zonas:
Tope Gas Condensado Rico
Zona de transición Gas Condensado – Petróleo Volátil
Base Petróleo Liviano – Mediano
Gonzalo Rojas, Ph.D
Variación de las Características de los Fluidos con Profundidad del Campo
Carito
Presión Original del Yacimiento: 11400 lpca
PROFUNDIDAD, pbnm
Psat, lpca RGP, PCN/BN
°API FLUIDO
13680 8375 4129 34.2 Gas Condensado
14414 7685 2737 32.2 Pet. Volátil
16400 3046 652 25.8 Pet. Negro
Gonzalo Rojas, Ph.D
Variación de la Presión de Saturación con Profundidad, Yacimiento Carito Oeste
Gonzalo Rojas, Ph.D
Cambio Super Crítico de Petróleo Volátil a Gas Condensado, Yacimiento Carito
Oeste
Ejemplos de Campo (cont)Ejemplos de Campo (cont)
Gonzalo Rojas, Ph.D
• Campo Cusiana
Tres Zonas:
Tope Gas Condensado Rico
Zona de transición Fluido Crítico
Base Petróleo Liviano
Gonzalo Rojas, Ph.D
Variación Composicional de la Columna de Hidrocarburos del Campo Cusiana
PROFUNDIDAD, pbnm TIPO DE FLUIDO
°API
1000 – 1800 Gas Condensado
46 – 43
1800 – 2000 Fluido Crítico 33 – 43
2000 - 2500 Pet. Volátil 30 - 33
Gonzalo Rojas, Ph.D
MUESTREO Y PRUEBAS PVT
DE PETRÓLEO NEGRO
Gonzalo Rojas, Ph.D
Análisis PVT• Pruebas de laboratorio de los fluidos de un yacimiento
petrolífero, para determinar propiedades y su variación con presión. La muestra debe ser representativa del fluido original en el yacimiento.
• Deben simular el proceso de liberación gas - petróleo desde el yacimiento hasta los separadores.
• Dos tipos de liberación ocurren:
* DIFERENCIAL.
* INSTANTÁNEA
Gonzalo Rojas, Ph.D
Expansión a Composición Constante
CARACTERÍSTICAS
• Prueba de Liberación Instantánea.
• Temperatura Constante.
• Se inicia a P > Pb.
• Se agota la presión en varias etapas.
• Se mide el volumen total (gas + líquido).
Gonzalo Rojas, Ph.D
Proceso de Liberación Instantánea
Variación Presión – Volumen durante Variación Presión – Volumen durante la Liberación Instanáneala Liberación Instanánea
Variación Presión – Volumen durante Variación Presión – Volumen durante la Liberación Instanáneala Liberación Instanánea
Gonzalo Rojas, Ph.D
P6 P3 P2 P1
Gonzalo Rojas, Ph.D
Prueba de Liberación DiferencialSimula el comportamiento de los fluidos en el yacimiento durante el agotamiento.
CARACTERÍSTICAS
• Composición variable.
• Agotamiento de presión a través de varias separaciones Gas – Petróleo.
• Temperatura Constante.
Gonzalo Rojas, Ph.D
Proceso de Liberación Diferencial
Variación Presión – Volumen durante Variación Presión – Volumen durante la Liberación Diferencialla Liberación Diferencial
Variación Presión – Volumen durante Variación Presión – Volumen durante la Liberación Diferencialla Liberación Diferencial
Gonzalo Rojas, Ph.D
Gonzalo Rojas, Ph.D
Lib Diferencial Vs Lib Instantánea
MÁS GAS SE ESCAPA DE SOLUCIÓN EN LA LIBERACIÓN INSTANTÁNEA QUE EN LA DIFERENCIAL
Rs(dif) > Rs(flash)
Bo(dif) > Bo(flash)
Gonzalo Rojas, Ph.D
Liberación de Gas en el Yacimiento
o
o
g
g KK
• Depende de la saturación de gas libre Sg en la zona de petróleo.
• Sg < Sgc Kg = 0. El gas no se mueve.
- Liberación TIPO INSTANTANEA
- Ocurre al comienzo de la vida productiva o si hay acuífero muy activo
• Sg > Sgc Kg > 0 el gas libre se mueve.
Gonzalo Rojas, Ph.D
Liberación de Gas en el Yacimiento• Fase gaseosa se mueve hacia el pozo a tasa de flujo mayor que la
líquida.• Composición total del sistema cambia en un volumen de control
dado.• Liberación TIPO DIFERENCIAL.• Ocurre cuando la presión del yacimiento cae por debajo del Pb
RGP > Rs.
La liberación de gas en el yacimiento se considera intermedia entre diferencial e instantánea aunque se acerca más a diferencial, debido a la elevada caída de presión en la cercanía a los pozos.
Gonzalo Rojas, Ph.D
Liberación de Gas en la Superficie
• Gas y líquido se mantienen en contacto en:
* Tuberías de Producción.
* Líneas de Flujo.
* Separadores.
• No hay cambio de la composición total del sistema.
• Hay agitación permanente.
• Hay equilibrio entre las fases.
• Liberación TIPO INSTANTANEA.
Gonzalo Rojas, Ph.D
Tiempo para Tomar las Muestras para Garantizar Representatividad del Fluido Original del Yacimiento.
• Apenas comienza la producción.
- P Pb.
- Si P < Pb puede ocurrir:
Sg Sgc RGP < Rsi• La muestra tiene en solución menos gas que el original.• Presión de burbujeo medida, menor que la presión de burbujeo
verdadera e igual a la presión actual del yacimiento.
Sg > Sgc• La muestra puede tener exceso de gas.• Presión de burbujeo obtenida mayor que la presión actual del
yacimiento, eventualmente mayor que la presión original.
Gonzalo Rojas, Ph.D
Número de Muestras
• Yacimientos Pequeños (una muestra representativa).• Yacimientos grandes y / o muy heterogéneos:
- Se requieren muestras de diferentes pozos.
- Variaciones de la composición de la mezcla vertical y arealmente.
• Yacimientos de gran espesor:
- Propiedades del petróleo pueden variar grandemente con profundidad.
- Requiere técnicas especiales para tomar muestras representativas de un intervalo dado.
Gonzalo Rojas, Ph.D
Distribución de presión en un yacimiento saturado bajo diferentes tasas de producción
RADIO DEDRENAJE
q1>q2
Pb=Py
q1
q2
Pwf2
Pwf1
Gonzalo Rojas, Ph.D
Distribución de presión en un yacimiento sub-saturado bajo diferentes tasas de producción
R AD IO D ED R EN AJE
q1>q2
Py
q1
q2
Pw f2
Pw f1
Pb
Gonzalo Rojas, Ph.D
Escogencia del Pozo para Muestreo• Pozo nuevo con alto índice de productividad.
- Evitar:
a) Pozos con daño.
b) Estimular antes del muestreo.• No debe producir agua. Si no hay manera de evitarlo:
a) Muestrear sólo la columna de petróleo con
el pozo cerrado o se toma las muestras en
superficie en un separador trifásico.• Producción estabilizada (sin o poco cabeceo).• La RGP y API del pozo de prueba deben ser representativos de
varios pozos.• Evitar muestreos de pozos cercanos a los contactos GP o AP. De
ser imposible, escoger pozo de gran espesor en la columna de petróleo.
Gonzalo Rojas, Ph.D
Acondicionamiento del Pozo para el Muestreo
• Reemplazar crudo alterado (no representativo) del pozo y sus zonas adyacentes con crudo representativo del original del yacimiento.
• Factor más importante es estabilización.
- Presiones de cabezal y fondo estables.
- Tasas de producción de gas y petróleo estables.• Se logra reduciendo las tasas de producción (Gas y
Petróleo).
Gonzalo Rojas, Ph.D
Recomendaciones API para acondicionar el pozo para muestreo
• Colocar en observación el pozo durante 24 horas para medir ql, qg, RGP y pwf.
• Si las tasas son estables, reducir ql en 30 a 50 % y se espera que RGP se estabilice.
• Se continua reduciendo ql hasta obtener bajas tasas de flujo estabilizadas (sin cabeceo).
Gonzalo Rojas, Ph.D
Efectos de reducción de ql sobre RGP• RGP PERMANECE ESTABLE
- Crudo subsaturado.
- Pozo está acondicionado para el muestreo
Py > Pwf > Pb
• RGP DISMINUYE.
- Hay liberación de gas cerca del pozo, pero no hay
movilidad (Sg< Sgc).
- Crudo en el yacimiento puede estar:
... Ligeramente subsaturado Py> Pb > Pwf
…Saturado con Py= Pb > Pwf• - RGP < Rsi y hay que reducir ql para disolver el gas libre en
el crudo.
Gonzalo Rojas, Ph.D
Efectos de reducción de ql sobre RGP (Cont.)
• RGP AUMENTA:
- Hay flujo simultáneo de gas y petróleo en la formación (Sg >Sgc).
- Dependiendo de la Py se puede dar:
... Py = Pb > Pwf pozo debe se debe acondicionar como el caso anterior.
… Pb > Py > Pwf las condiciones iniciales no se logran acondicionando el pozo. No se pueden obtener muestras representativas del fluido original.
Gonzalo Rojas, Ph.D
Tipos de Muestreos
• Muestras de Fondo.
• Muestras de Separador (Recombinadas).
• Muestras de Cabezal.
Gonzalo Rojas, Ph.D
Muestras de Fondo
Herramientas:
- Muestreador de 6´de longitud y 1 - 1/2’’de diámetro.
- Cámara de 600 - 700 cc.
- Permite acumular muestras de petróleo y gas en
solución, a P y T del punto de muestreo.
Número de Muestras:
- Mínimo 3.
- Medir pb en el campo.
- Aceptar si la diferencia de Pb es de 20 - 30 lpc.
- Caso contrario la herramienta está funcionando mal
o el pozo no ha sido bien acondicionado.
Gonzalo Rojas, Ph.D
Muestras de Fondo (Cont.)Procedimiento:
- Estabilizar el pozo.
- Crudo saturado:
- Cerrar el pozo de uno a ocho días.
- Tomar muestras con pozo cerrado.
- Crudo subsaturado:
- Tomar muestras con pozo fluyendo.
Profundidad:
- Sitio más profundo por donde pase el fluido de la
formación.
- Presión no inferior a la presión estática del yacimiento
(presión estimada de la saturación).
Gonzalo Rojas, Ph.D
Ventajas y Desventajas del Muestreo de Fondo
VENTAJAS DESVENTAJAS• No requiere de medición de tasas de flujo.
• Excelente para crudos subsaturados.
•No toma muestras representativascuando Pwf < Pb.• No se recomienda cuando el pozo tieneuna columna grande de agua.•No sirve para yacimientos de gas condensado.•Pueden ocurrir fugas de gas o líquidodurante la sacada de la muestra asuperficie.•Volumen de muestra pequeño.•Muestreador costoso y posibles problemas mecánicos.•Contaminación de la muestra con fluidosextraños.
Gonzalo Rojas, Ph.D
Muestreo de Separador
Procedimientos:
- Tomar muestras de petróleo y gas en el separador de alta.
- Al mismo tiempo y bajo las mismas condiciones de presión y temperatura.
- Diferencia en tiempo no mayor de una hora.
- Medir en forma precisa las tasas correspondientes.
- Recombinar las muestras según RGP medida.
Gonzalo Rojas, Ph.D
Condiciones para el Muestreo de Separador Exitoso
1) Producción estabilizada a bajas tasas de flujo.
- Mantener flujo estable en un lapso dado.
- No exceder 100 BPD por un mínimo de 24 Hrs.
2) Medición precisa de las tasas de flujo
- Medir tasa de flujo de gas en el separador de prueba.
- Medir tasa de líquido en el tanque.
- Corregir RGP por factor de encogimiento del crudo
al pasar del separador al tanque
RGPs PCN/B sep = (RGP PCN / BN) x S BN/B sep.
- S se mide en el campo o en el laboratorio.
- Recombinar con base a RGPs PCN/B sep.
Gonzalo Rojas, Ph.D
Condiciones para el Muestreo de Separador Exitoso (Cont.)
3) Toma de muestras en la primera etapa del separador.
- Gas - CILINDRO EVACUADO.
- Líquido - DESPLAZAMIENTO.
Gonzalo Rojas, Ph.D
Toma de muestra de gas en el separador
Gonzalo Rojas, Ph.D
Toma de muestra de líquido en el separador
Gonzalo Rojas, Ph.D
Ventajas y Desventajas del Muestreo de Separador
VENTAJAS DESVENTAJAS
• Los resultados dependen de la exactitud con que se mida la RGP.• Un error de 5% en las tasas de flujo produce errores del orden de 150 lpc enpb.• Resultados erróneos cuando en el separador se tiene problemas de espuma, separación ineficiente o nivel inadecuado de la interfase gas - líquido.
• Es válido para casi todos los tipos de fluidos.• Recomendado para yacimientos degas condensado.• Menos costoso y riesgoso que el deFondo.• Permite tomar muestras de granvolumen. • Las muestras son de fácil manejo en el laboratorio.
Gonzalo Rojas, Ph.D
Muestreo de Cabezal
• Si se produce flujo monofásico a condiciones de cabezal.
• La muestra se hace fluir a un cilindro usando la técnica de desplazamiento.
Gonzalo Rojas, Ph.D
Ventajas y Desventajas del Muestreo de Cabezal
VENTAJAS DESVENTAJAS
• Es difícil tomar una muestra representativa por la agitación de los fluidos.
• No se debe usar si hay flujo bifásico en el cabezal.
• Se puede usar en yacimientos subsaturados de petróleo o gas condensado.
• Es rápido y de bajo costo.
• No requiere de la medición de tasas de flujo.
Gonzalo Rojas, Ph.D
Relación Gas – Petróleo en Solución, Rs
• Solubilidad del Gas Natural en el crudo.• Pies cúbicos normales de gas en un barril normal de crudo (BN).
Rs = Volumen de Gas en Solución @ p y T, PCN
1 Barril de Petróleo @ 14,7/lpca y 60°F BN• Factores que afectan Rs
- Presión P => Rs
- Temperatura T =>Rs
- Gravedad del crudo API => Rs
- Gravedad del Gas g => Rs
- Tipo de liberación Rs lib-DIF > Rs lib-INS.
Rs LIB . DIF Rs LIB.INS + 100 PCN/BN
Gonzalo Rojas, Ph.D
Factor Volumétrico del Petróleo, Bo
• Volumen de barriles (a P y T de yacimiento) ocupado por un barril normal (a 14,7lpc y 60°) de petróleo más el gas en solución.
Bo = Barriles de crudo saturado con gas @ p y T, BY
1 barril de crudo @ 14,7lpc y 60°F BN
• Tiene en cuenta el efecto de la presión, temperatura y gas en solución sobre el volumen del crudo.
• Generalmente Bo > 1• Puede ser < 1 en crudos con muy poco gas en solución a altas
presiones y temperaturas moderadas.
Gonzalo Rojas, Ph.D
Esquema ilustrativo de los parámetros Rs y Bo
Rs PC N/BN
1 BN
G AS D E SO LUCIÓ N
B o
P
P
P i
P
Gonzalo Rojas, Ph.D
SATURACIÓN
CRUDOS
SATURADOS: tienen en solución la máxima cantidad de gas que admiten a ciertas condiciones de P y T.
SUBSATURADOS: tienen deficiencia de gas a ciertas condiciones de P y T.
SATURADOS
SUBSATURADOS
Gonzalo Rojas, Ph.D|
¿Presión de Burbujeo = Presión de Saturación?
CRUDOS SUBSATURADOS
CASO 1: Sistema = CRUDO
Pb (sist) = Pyac = Ps(crudo)
CASO 2: Sistema = CRUDO + GAS
Pb(sist) > Pyac = Ps(crudo)
Una Pb
Varias Ps
Gonzalo Rojas, Ph.D
Propiedades PVT
200 400 600 800
SATUR ADO
PRESIÓ N (LPC )
1000 1200 1400 1600 1800 2000 2200
0.10
0
1.15100
1.100
0.201.20200
0.301.25300
0.401.30400
0.501.35500
0.60
0.70
1.40
FAC
TO
R V
OLU
MÉ
TR
ICO
DE
L P
ET
RÓ
LEO
(B
Y/B
N)
600
1.45700
Gonzalo Rojas, Ph.D
Variación de Rs durante la presurización de un yacimiento de Gas
D
IG
A (Orig)
AGOT
AGOT
IG
C (Act.)
PRESIÓN
Rs
Gonzalo Rojas, Ph.D
Variación de Rs durante la presurización de un yacimiento con Agua
B
E
AGOT
IA
C (Act.)
PRESIÓN
Rs
D
IA
AGOT A (Orig.)
Gonzalo Rojas, Ph.D
Factor Volumétrico del Gas, Bg
• Relaciona el volumen del gas en el yacimiento (a P y T) al volumen de la misma masa de gas en superficie a 14,7 lpca y 60° F.
• Es un factor adimensional. Se expresa en BY/PCN o PCY/PCN.
• Toma valores muy pequeños por expansibilidad del gas.
Bg= 14,7 Zg T = 0,02829 Zg T PCY
520 p p PCN
Gonzalo Rojas, Ph.D
Factor Volumétrico Total o Bifásico, Bt
Bt = Vol de crudo saturado + Vol de Gas libre @ p y T, BY
Vol de crudo @ 14,7 lpca y 60° F BN
Bt = Bo + (Rsi - Rs) Bg
Bo => BY / BN
Bg => BY/PCN
Rsi - Rs => PCN / BN
Crudos Subsaturados
P > Pb , Rsi = Rs y Bt = Bo
Crudos saturados
P < Pb, Rsi >Rs
P => Bo y (Rsi - Rs) y Bg => Bt
p = Bt (expansión)p = Bt (expansión)
Gonzalo Rojas, Ph.D
Viscosidad del Petróleo, o
• Crudo Subsaturado
P => o por expansión.
• Crudo Saturado
P = > o por reducción del gas es solución
En un yacimiento agotado, el crudo tiene una viscosidad mayor que la que tenía el crudo original.
• Compresibilidad de una substancia es el cambio unitario de volumen con presión a temperatura constante.
Co = Compresibilidad del petróleo,
Vo = Volumen.
P = Presión
Gonzalo Rojas, Ph.D
Compresibilidad del Petróleo, Co
T
O
OO P
VV
C
1
1lpc
Gonzalo Rojas, Ph.D
Compresibilidad del Petróleo, Co (cont)
T
o
OO pp
BB
BC
21
021
1
1
bpp 1 )(2 bppp
obo BB 1 )(2 oboo BBB
)( ppB
BBC
boB
oboo
bbooBo ppppCBB )(1
• Esta ecuación se convierte en:
• Crudo Subsaturado
Gonzalo Rojas, Ph.D
Pruebas PVT de Laboratorio
• Incluye las siguientes pruebas:
- Composición de la muestra del fluido del yacimiento
- Expansión a composición constante (relación PV)
- Liberación diferencial isotérmica
- Separación instantánea (pruebas de separadores)
- Variación de viscosidad de fluidos con presión
Gonzalo Rojas, Ph.D
Equipo PVT para Petróleo Negro
BAÑO DE TEMPERATURA
CONSTANTE
CELDA PVT
TRAMPA
Hg
GAS
CRUDO
Hg
GAS MERCURIO
BOMBA DE MERCURIO
Gonzalo Rojas, Ph.D
Composición del Fluido del Yacimiento
• Cromatografía.• Destilación.• Destilación simulada por cromatografía.• Espectrometría de masas.• Muestras gaseosas sólo cromatografía desde C1 hasta C11 . A veces
sólo hasta C6+ o C7+• Muestra de fondo o recombinada:
- Liberación instantánea en el laboratorio.
- Gas liberado se analiza separadamente del líquido remanente
- Recombinación para obtener composición de la muestra total.
Gonzalo Rojas, Ph.D
Pruebas de Expansión a Composición Constante
• Liberación instantánea.
• Se realiza en celda de acero de volumen del orden de 1/2 litro, capaz de resistir altas presiones (> 10.000 lpc) y temperaturas (>350°F).
• Se obtienen las siguientes propiedades del crudo.
- Presión de Burbujeo, pb (cambio de pendiente de la
curva V vs P).
- Volumen relativo.- Volumen total del fluido en la celda a una
presión P, dividido por el volumen en el punto de burbujeo, Vb.
- Factor de Compresibilidad
- Función Y:
1b
b
VV
p
ppY
Gonzalo Rojas, Ph.D
Variación del volumen relativo con presión. Prueba de expansión a composición constante
0.2 0.6
5000
4000
3000
2000
1000
01.0 1.4 1.8 2.2 2.6 3.0
Pb=2620 lpcmPR
ES
IÓN
lpc
m
V / Vb
Gonzalo Rojas, Ph.D
Pruebas de Expansión a Composición Constante (Cont.)
función Y (Cont.)
• Sistemas compuestos básicamente por hidrocarburos, muestran relación lineal de Y vs P.
• Si hay presencia de no hidrocarburos (C02, agua) se aleja del comportamiento lineal.
• Si pb del informe es superior a la real, los valores de Y se alejan por encima de la recta.
• Si pb del informe es inferior a la real, los valores de Y se alejan por debajo de la recta.
Gonzalo Rojas, Ph.D
Gráfico de la función Y
5001.5
2.0
2.5
1000
Pb
1500 2000 2500
Y
P pca
Gonzalo Rojas, Ph.D
Función “Y” de un crudo con 40
% de CO2
400
2.0
3.0
4.0
5.0
1.0500 600 700 800 900
PR ESIÓ N (lpca)
FU
NC
IÓN
Y
Gonzalo Rojas, Ph.D
Ejemplo de la función “Y” cuando Pb ha sido sobrestimada
1000
8.0
6.0
4.0
2.0
0.02000 3000
PR ESIÓ N (lpca)
FU
NC
IÓN
Y
Gonzalo Rojas, Ph.D
Ejemplo de la función “Y” cuando Pb ha sido bajo estimada
1000
2.0
2.2
1.8
1.6
1.4
1.22000 3000
PR ESIÓ N (lpca)
FU
NC
IÓN
Y
Gonzalo Rojas, Ph.D
Prueba de Liberación Diferencial (DL)
• Se retira el gas liberado de la celda – composición variable.
• Volumen variable.
• Temperatura constante.
Gonzalo Rojas, Ph.D
Permite Determinar
• Relación Gas Petróleo en Solución, Rsd.• Factor Volumétrico del Petróleo, Bod.• Factor Volumétrico Total, Btd.• Densidad del Petróleo.• Factor de Compresibilidad del Gas, Z.• Factor Volumétrico del Gas, Bg.• Gravedad Específica del Gas.• Gravedad API del Crudo Residual.
Gonzalo Rojas, Ph.D
Bod, Btd y Rsd vs P de una Prueba de
Liberación Diferencial
400
4.6 900
4.2 800
3.8 700
3.4 600
3.0 500
2.6 400
2.2 300
1.8 200
1.4 100
0 0800 1200
PR ESIÓ N lpcm
FAC
TO
RE
S V
OLU
MÉ
TR
ICO
S, B
Y/B
N(V
olum
enes
Rel
ativ
os)
FR
ELA
CIÓ
N G
AS
-PE
TR
ÓLE
O E
N S
OLU
CIÓ
N, P
CN
/BN
1600 2000 2400 28000
T=220 °F°API=35.1
Gonzalo Rojas, Ph.D
Z, Bg y GE vs P de una Prueba de Liberación Diferencial
4 0 0
0 .0 10 .8 0 .6
0 .0 20 .0 2 0 .7
0 .0 31 .0 0 .8
Z
Bg
gd
0 .0 41 .2 0 .9
0 .0 51 .6 1 .0
0 .0 61 .8
0 .0 72 .0
0 .00 .6 0 .58 0 0 1 2 0 0
PRESIÓ N lpcm
FAC
TOR
DE
CO
MPR
ESIB
ILID
AD
GRA
VED
AD
ESP
ECIF
ICA
(A
IRE=
1)
FREL
AC
IÓN
GA
S-PE
TRÓ
LEO
EN
SO
LUC
IÓN
, PC
N/B
N
1 6 0 0 2 0 0 0 2 4 0 0 2 8 0 00
T= 2 2 0 °F
Gonzalo Rojas, Ph.D
Prueba de Separadores• Pruebas de liberación instantánea.• Se realizan en un separador en el laboratorio. Cuantificar
efecto de P y T de separación de superficie, sobre Bo y Rs• La muestra del crudo saturado a Pb y Ty se pasa por el
separador y se expande hasta la presión atmosférica.• Para cada presión del separador se obtiene:
- Factor volumétrico del petróleo a Pb, Bobf
- Relación gas-petróleo en solución a Pb, Rsbf
- Gravedad API del petróleo del tanque
- Composición del gas separado.
Gonzalo Rojas, Ph.D
Presión Óptima de Separación
• Al variar la presión del separador se puede obtener una presión óptima.
- Menor liberación de gas.
- Crudo con mayor °API.
- Crudo con menor factor volumétrico.
• Presión óptima de separación = > mayor cantidad de petróleo en el tanque.
Gonzalo Rojas, Ph.D
Presión Óptima de Separación (Cont.)
CN
TP
CN
CN
Vo
VoBo
Vo
VgRs
,
Vo
@
P
T
VgCN
VoCN
@ Popt VoCN Bo
Vg Rs
Gonzalo Rojas, Ph.D
Efecto de la Presión de Separador sobre Bofb,
Rsfb y °API
501.46
1.48
1.50
1.52
1.54
39.0
40.0
41.0
100 150 200 250 300 350600
PR ESIÓ N D EL SEPAR AD O R , lpcm
RE
LAC
IÓN
GA
S-P
ET
RÓ
LEO
EN
SO
LUC
IÓN
, PC
N/B
N
FAC
TO
R V
OLU
MÉ
TR
ICO
DE
L P
ET
RÓ
LEO
, BY
/BN
GR
AV
ED
AD
AP
I DE
L P
ET
RÓ
LEO
700
800
0
° AP I
Gonzalo Rojas, Ph.D
Prueba de Viscosidad
• Se determina en petróleo con gas en solución.• Se usa un viscosímetro de bola o uno rotacional (tipo
Haake).• Se calcula o a cualquier P y T.• El agotamiento de presión se realiza siguiendo un
proceso de liberación diferencial.• La variación de la viscosidad del gas con presión se
calcula por medio de correlaciones.
Gonzalo Rojas, Ph.D
Variación de o y g con presión de la
Prueba de Viscosidad
10000.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
1.1
1.2
2000 3000 4000
50000.005
PRESIÓN, lpcm
VIS
CO
SID
AD
DE
L G
AS
VIS
CO
SID
AD
DE
L C
RU
DO
0.009
0.015
0
g
0.9
1.0
1.3
o
SATURADO SUBSATURADO
0.007
0.011
0.013
0.017
0.019
T = 220 °F
Gonzalo Rojas, Ph.D
Limitaciones de las Pruebas de Laboratorio
• La muestra de fluido tomada no representa adecuadamente la composición original de los fluidos del yacimiento.
- La muestra se toma a Py < Pb
- El pozo produce agua y/o gas libre• Los procesos de liberación del laboratorio no simulan el proceso
combinado diferencial - instantáneo que ocurre en el yacimiento.• Mucho cuidado al extrapolar resultados de laboratorio al campo.
- Pequeños errores en las pruebas producen graves
errores en B.M, cotejo y predicción.• En el muestreo de separador, pequeños errores (5%) en qo y qg
producen errores en pb del orden de 150 lpc.
Gonzalo Rojas, Ph.D
Validación de una Prueba PVT
REPRESENTATIVIDAD
Chequear si la prueba es representativa del yacimiento o de la zona probada
CONSISTENCIA
Chequear si las mediciones de laboratorio son correctas
-TLAB = TYAC (o de la zona probada).
-Pozo estabilizado.
-RGPLAB = Rsi (relación gas – petróleo en solución original).
-PSEP y TSEP constantes durante la toma de las muestras.
-Preferible Pwf > Pb.
-PYAC > Pb
-La linealidad de la función Y.
-La densidad.
-Balance de materiales (BM).
-La desigualdadp
RsdBg
p
Bod
Gonzalo Rojas, Ph.D
Consistencia de los Resultados
• Prueba de linealidad de la función Y.
• Gráfico de Y vs P debe dar una línea recta si el crudo tiene poca cantidad de componentes no hidrocarburos y las mediciones en el laboratorio fueron hechas con precisión.
Gonzalo Rojas, Ph.D
Consistencia de los Resultados (Cont.)• Prueba de Densidad.
Densidad del petróleo saturado con gas a Pb de la prueba de liberación diferencial debe ser igual a la densidad calculada a partir de las pruebas de separadores.
bof = (Masa de petróleo de tanque + Masa de gas del separador + Masa de gas del tanque) / Unidad de volumen de petróleo a Pb y T.
• Si hay diferencia entre estos valores de densidad, no debe ser superior a 5% para validez.
BY
lbRsepR
BB tansgsgobfobf
woobf ,)()(
0763277,0
Gonzalo Rojas, Ph.D
Consistencia de los Resultados (Cont.)
• Prueba de balance de materiales.
• Verificar si la Rs experimental de la prueba de liberación diferencial es igual a la Rs calculada por balance de materiales.
• Se requiere de:
- Gravedad API del crudo.
- 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.
Gonzalo Rojas, Ph.D
Consistencia de los Resultados (Cont.)
PCNm
Vgdi
gigi ,,
1
028810
BNPCNVRR gisdisdi /1591
Si hay diferencias entre Rs de calculados y experimentales,Si hay diferencias entre Rs de calculados y experimentales,no debe exceder de 5%.no debe exceder de 5%.
Gonzalo Rojas, Ph.D
Consistencia de los Resultados (Cont.)
• Prueba de desigualdad
• Si esta prueba no se cumple en datos suministrados a simuladores numéricos, se envía un mensaje de error
p
RB
p
B sdg
od
Gonzalo Rojas, Ph.D
Validación de los Resultados con Información de Campo
Pruebas de Producción Análisis PVT
• Yacimientos Subsaturados (Pb < Py)
• Yacimientos Saturados (Pb = Py)
• RGP estable.
• Declinación rápida de presión.
•Incremento rápido de RGP.
• Poca declinación de presión.
• Resultados de la prueba PVT deben corresponder con el comportamiento de producción de yacimiento.
Gonzalo Rojas, Ph.D
PVT Combinado
• Corrige los valores de Bod, Rsd y Btd de la prueba de liberación diferencial por efecto de las condiciones de separación:
i) Liberación de gas en el yacimiento diferencial.
ii) En los separadores es instantánea. Por tanto:
iii) Del yacimiento al tanque hay los dos procesos y en consecuencia, hay que
corregir los datos de la liberación diferencial, o sea, construir un PVT combinado.
Gonzalo Rojas, Ph.D
PVT Combinado (Cont.)
• Moses y Mc Cain, recomiendan usar Rsbf y Bobf de la presión óptima de separación y las siguientes ecuaciones:
obft
bObfO
sbfs
b
BB
V
VBB
RR
PpA
Gonzalo Rojas, Ph.D
PVT Combinado (Cont.)
obd
obftdt
obd
obfodo
bd
bfsds
B
B
BBB
B
BBB
Rs
RsRR
ppA
Ecuaciones propuestas por McCain (Paper No. 77386, Sept. 2002)
Gonzalo Rojas, Ph.D
Extrapolación de los Datos PVT• Cuando la presión de burbujeo (o de saturación) de la muestra es
menor que la presión actual del yacimiento.
i) La muestra fue tomada por debajo del CGP.
ii) La muestra fue tomada por encima de las
perforaciones de la zona productora ( presencia de
agua en el fondo del pozo).
iii) Py -Pwf alrededor del pozo muy alto.
iv) Py haya declinado por debajo de Pb. Se requiere extrapolar los datos de laboratorio a la Py original,
antes de usarlo. Esta extrapolación no debe exceder al 10-15% de la pb medida.
• Se debe aplicar a V/Vb, Bod y Rsd, o y pruebas de separador.
Gonzalo Rojas, Ph.D
Extrapolación de los Valores V/Vb• Se calcula la función Y y se grafica vs. P absoluta • Luego se procede de la forma siguiente:
- Extrapolar la recta Y vs. P hasta la nueva presión de burbujeo, , recta A del gráfico.
- Leer los nuevos valores de Y hasta P = de la recta A.
- Determinar los valores de a partir de los Y leidos:
- Con esto se obtiene una nueva tabla de valores de por debajo de la nueva presión de burbujeo =
- A valores de p> , se grafican los valores de obtenidos en el laboratorio ( punto B del gráfico).
´bV
V
Yp
pp
V
V b
b
)(1 ´
´
bVV
bVV
´bp
´bp
´bp
´bp
Gonzalo Rojas, Ph.D
Extrapolación de Valores V/Vb (Cont.)
• Se traza una paralela a esta recta desde el punto
y se obtiene la recta C. De allí se leen los nuevos valores de:
´,1´
bppV
V
b
´´
bb
ppparaV
V
Gonzalo Rojas, Ph.D
Extrapolación de una Prueba P-V de
Liberación a una nueva Pb
8002.0
2.5
3.0
3.5
4.0
1400 2000 2600 3200 38000.90
0.95
Pb =
283
1.7
lpca V/Vb
1.00C
B
MEDICIONES DE LABORATORIOVALORES EXTRAPOLADOS
P, lpca
Gonzalo Rojas, Ph.D
Extrapolación de Bod y Rsd• Teniendo los gráficos de Bod vs. P y Rsd vs. P de la
prueba de liberación diferencial del PVT, se procede así:
- Si se cumple que Bod o Rsd es lineal entre:
extrapolar la recta hasta P = Pb´
• Si hay curvatura cerca de Pb, se debe tener en cuenta esta curvatura. Core Lab. recomienda trazar una vertical en P = Pb´ y luego trazar una curva que pasando por Pb´ tenga curvatura similar a la original.
,9,03,0 bp
p
Gonzalo Rojas, Ph.D
Extrapolación Lineal de Bod
Bod
PVT LabExtrapolados
PPb Pb
Gonzalo Rojas, Ph.D
Extrapolación No Lineal de Bod
Bod
PVT LabExtrapolados IG UAL
DISTANCIA
PPb Pb
Gonzalo Rojas, Ph.D
Extrapolación Lineal de Rsd
R sd
PVT LabExtrapolados
PPb Pb
Gonzalo Rojas, Ph.D
Extrapolación No Lineal de Rsd
Rsd
PVT LabExtrapolados IGUAL
DISTANCIA
PPb Pb
Gonzalo Rojas, Ph.D
Extrapolación de O
• Se basa en que varia linealmente contra la presión (fluidez).
• Se grafican o y vs. P.
• En el gráfico de se traza la línea recta y se extrapola hasta Pb´. Se leen los valores de entre Pb y Pb´, y se calculan los correspondientes O .
• Se llevan los valores de o obtenidos arriba al gráfico de o vs. P.
• Por el punto (O , Pb´) se traza una paralela a la recta O vs. P para (P > Pb´). Esto de la variación de o a P > Pb´
o1
o1
o1
o1
Gonzalo Rojas, Ph.D
Extrapolación de O (Cont.)
PVT LabExtrapolados
Pb Pb
1
Gonzalo Rojas, Ph.D
Extrapolación de O hasta un nuevo valor de Pb
P, Lpcm
B
A
PVT LabExtrapolados
1.5
1.3
1.1
0.9
o, cps
0.7
0.55 0 0 1 0 0 0 1 5 0 0 2 0 0 0 2 5 0 0 3 0 0 0 3 5 0 0 4 0 0 0
C
E
1
1.5
1.0
DPb=2817 Lpcm
0.7
Pb=2248Lpcm
Gonzalo Rojas, Ph.D
Propiedades de Crudos Subsaturados a partir de Pruebas de Producción
• Para yacimientos subsaturados sin influjo de agua, el análisis de:
- Comportamiento de producción.
- Historia de presiones
i) Contra tiempo.
ii) Contra Np.
Permite inferir valores de Pb y Rsb
Observando:
* Constancia de RGP a Py >Pb.
** Cambio de pendiente de P vs. Np.
Gonzalo Rojas, Ph.D
Históricos de Presión y
Producción de un Yacimiento
Subsaturado
TIEMPO1978
1000
75
0
2000
1003000
6000
9000
RGPPCN/BN
qoBPD
Plpca
3000
400025
50
1979 1980 1981
Gonzalo Rojas, Ph.D
Variación de P y RGP de un Yacimiento
Subsaturado
PETR Ó LEO PR O D U C ID O AC U M U LAD O , M M BN
10000 10 20 30 40 50 60 70
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
P, lpcaY
R G PPC N /BN
