analisis pvt de fluidos

7/23/2019 Analisis Pvt de Fluidos

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UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIALFacultad de Ciencias de la IngenieríaIngeniería de Petróleos - Petrofísica

Investigación Formativa de Petrofísica

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

TRABAJO DE INVESTIGACIÓN FORMATIVA Nº 01

“Informe de Investigación Formativa, previo a la acreditación de la asignatura Petrofísica,en la carrera Ingeniería de Petróleos”

Elaborado por:

AGUILAR UNUZUNGO ANGEL FERNANDO

BALSECA SAETEROS JANSEN FRANCISCO

CERVANTES VILLEGAS CHRISTIAN EDUARDO

GODOY CAMPO EVER ALBERTO

TUTILLO CANGUI FREDDY PAÚL

Curso:

INGENIERÍA DE PETRÓLEOS, 4TD

ANÁLISIS PVT(PRESIÓN, VOLUMEN Y TEMPERATURA)



UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIALLaboratorio de Ensayos en Petróleos

2

DEDICATORIA

A Dios quien nos dio la vida, fe, la fortaleza, la salud, la esperanza durante esta etapa de

nuestra vida y sobre todo sabiduría para culminar un nuevo periodo.

A nuestros padres quienes estuvieron apoyándonos y guiándonos en cada momento y

nos enseñaron desde pequeños a luchar para alcanzar nuestras metas. Mi triunfo es el de

ustedes, ¡LOS AMO!

A nuestra familia que constantemente nos dieron ánimo para no dejarnos vencer por las

dificultades que se presentaron en la etapa estudiantil y nos apoyaron en las buenas y las

malas.




3

AGRADECIMIENTO

Agradecemos a Dios porque fue quien nos regaló la vida, nos impulsa a que seamos

fuertes y valientes, y con su infinito amor, nos dio la capacidad para poder culminar

con éxito esta tarea de investigación formativa.

A nuestros padres que con paciencia y sabiduría supieron ayudarnos y apoyarnos en el

proceso de culminar este investigación, gracias por habernos escogido esta Universidad,

por continuar brindándonos su amor y apoyo, por permitirnos llegar a cada meta que

nos tracemos y otorgarnos las oportunidades para ser alguien en la vida.

A nuestro asesor Ing. Cesar Ruiz, MSc. quien con sus sabios conocimientos y

entendimiento, nos ayudó en la culminación de ésta proyecto para demostrar nuestros

conocimientos adquiridos durante este semestre de estudio, fruto del gran esfuerzo que

hicieron nuestros abnegados profesores.




4

ÍNDICE DE CONTENIDOS

NOMBRE DE LA INVESTIGACIÓN: .................................................................................................6

ANTECEDENTES: ...........................................................................................................................6

OBJETIVOS: ...................................................................................................................................6

Objetivo General ......................................................................................................................6

Objetivos Específicos ................................................................................................................6

UBICACIÓN GENERAL: ..................................................................................................................7

UBICACIÓN DE POZOS: .................................................................................................................8

MARCO CONCEPTUAL: .................................................................................................................9

¿QUE ES UNA PRUEBA PVT? .........................................................................................................9

IMPORTANCIA DE REALIZAR UN PRUEBA PVT ..............................................................................9

TÉCNICAS QUE PERMITEN A NIVEL DE LABORATORIO OBTENER LOS PARÁMETROS PVT ...........9

ANALISIS PVT ..............................................................................................................................10

PARA QUE SE UTILIZAN ..............................................................................................................10ANÁLISIS EXPERIMENTAL ...........................................................................................................13

EJEMPLOS DE CURVAS PVT ........................................................................................................14

TIPOS DE MUESTREO..................................................................................................................15

MUESTREO DE FONDO ...............................................................................................................15

MUESTREO DE SUPERFICIE .........................................................................................................15

VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE LOS DIFERENTES TIPOS DE MUESTREO: .....................................17

VENTAJAS: ..................................................................................................................................17

DESVENTAJAS: ............................................................................................................................18

PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DE YACIMIENTO .......................................................................19

SOLUBILIDAD DEL PETROLEO Y EL GAS ......................................................................................20

VISCOSIDAD DEL PETROLEO Y DEL GAS ......................................................................................22

DENSIDAD DEL GAS ....................................................................................................................25

CORRELACIONES PARA DETERMINAR LAS PROPIEDADES PVT DE LOS FLUIDOS DEL

YACIMIENTO:..............................................................................................................................26




5

AGUAS DE FORMACIÓN .............................................................................................................26

USOS DE LAS AGUAS DE FORMACIÓN ........................................................................................27

DENSIDAD O GRAVEDAD ESPECÍFICA .........................................................................................29

FACTOR VOLUMETRICO DEL AGUA ............................................................................................29

CAMPO GUANTA - DURENO: ......................................................................................................31

RESERVORIO T INFERIOR ............................................................................................................32

RESERVORIO HOLLÍN SUPERIOR .................................................................................................33

CAMPO GUANTA-DURENO .........................................................................................................34

RESERVORIO U SUPERIOR .........................................................................................................35RESERVORIO U INFERIOR ...........................................................................................................36

RESERVORIO T SUPERIOR ...........................................................................................................37


RESERVORIO HOLLIN SUPERIOR .................................................................................................39

CAMPO PARAHUACU .................................................................................................................40





6

NOMBRE DE LA INVESTIGACIÓN:

Análisis PVT - Presión, Volumen y Temperatura en los Pozos: Guanta-12, Guanta-15, Lago

Agrio-36 en las Zonas “U” Superior, Hollín Inferior, Basal Tena.

ANTECEDENTES:

Los estudios PVT se llevan a cabo con el propósito de analizar los yacimientos, y partiendo de

los resultados de estos estudios, determinar los diversos parámetros y metodologías que se

desarrollarán para poner a producir el yacimiento. También los análisis PVT son requisito

indispensable para contar con las propiedades de los fluidos.

El muestreo se realiza al principio de la vida productiva del yacimiento, estos estudios son

absolutamente necesarios para llevar a cabo actividades de ingeniería de yacimientos, análisis

nodales y diseño de instalaciones de producción.

OBJETIVOS:

Objetivo General

Conocer acerca de las pruebas de presión, volumen, temperatura y la función de las propiedades

físicas de los fluidos en un yacimiento

Objetivos Específicos

Son pruebas realizadas en laboratorio a diferentes condiciones de Presión Volumen y

Temperatura




8

UBICACIÓN DE POZOS:




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MARCO CONCEPTUAL:

¿QUE ES UNA PRUEBA PVT?

Es una prueba de presión, volumen y temperatura y su función es determinas las propiedades

físicas de los fluidos en un yacimiento

IMPORTANCIA DE REALIZAR UN PRUEBA PVT

Es importante realizar porque se determina las propiedades de los fluidos en un yacimiento ya

que con esta prueba obtenemos: presión, volumen y temperatura debido a que esta dicha

muestra es original del yacimiento.

TÉCNICAS QUE PERMITEN A NIVEL DE LABORATORIO OBTENER LOS

PARÁMETROS PVT

Cuando se analizan pruebas PVT existe un porcentaje de esas pruebas que resultan no ser útiles

debido a que pudiera haber contaminación de los recipientes donde se toman las muestras, mala

toma de la muestra o inestabilidad de la producción a nivel de toma de muestreo, entre otros

problemas. Es por ello que en el análisis PVT debemos considerar sumamente importante los

datos que se están registrando de modo que éstos sean bastante representativos y de esta manera

nos den la seguridad de un desarrollo óptimo de campo petrolífero o gasífero. Para tener la

certeza de que el muestreo es representativo, se hace una validación exhaustiva tomando en

cuenta todos los parámetros del yacimiento medidos durante la toma de muestras como son:




10

Presión estática del yacimiento

Presión fluyendo

Presión y temperatura a la cabeza del pozo

Presión y temperatura del separador

Gastos de líquido y gas en el separador, así como el líquido en el tanque

Factor de encogimiento del aceite

ANALISIS PVT

La producción de petróleo y gas natural constituye sin duda el motor de la economía mundial.

La creciente actividad de la industria petrolera nos obliga a contar con datos de fluidos

representativos para evitar criterios erróneos en la caracterización de los fluidos que pudieran

afectar el desarrollo de los campos e incluso la creación de plantas.

PARA QUE SE UTILIZAN

Los estudios PVT se llevan a cabo con el propósito de analizar los yacimientos, y partiendo de

los resultados de estos estudios, determinar los diversos parámetros y metodologías que se

desarrollarán para poner a producir el yacimiento. El muestreo de fluidos se realiza al principio

de la vida productiva del yacimiento. Existen dos formas de recolectar las muestras de fluidos:

Muestreo de fondo.

Muestreo por recombinación superficial.




11

Los análisis PVT son absolutamente necesarios para llevar a cabo el diseño de instalaciones de

producción, análisis nodales, diversas actividades de la ingeniería de yacimientos; permiten

obtener cálculos como el POES del yacimiento, predecir su vida productiva; definir los

esquemas óptimos de producción, evaluar métodos de recuperación mejorada y demás

propiedades que predicen el comportamiento de los pozos a medida que son explotados. La

nuevas herramientas y equipos disponibles de manejo automatizado y computarizado, hacen

más factibles la realización de los estudios.

Una vez que se determina el estado del fluido presente en el yacimiento a través de los estudios

experimentales para fluidos de yacimiento (PVT), se procede a recopilar y estudiar toda la

información acerca del comportamiento de los mismos en función de las variaciones de la

presión, temperatura y volumen. Esto pasa a ser de vital importancia para la vida productiva del

yacimiento ya que si podemos predecir cómo será el comportamiento del fluido se busca la

manera de mantener la energía del pozo obteniendo así una mayor producción. Se puede evitar

producir de una manera ineficiente, alargando la vida del yacimiento manteniendo las presiones.

Cuando se analizan pruebas PVT existe un porcentaje de esas pruebas que resultan no ser útiles

debido a que pudiera haber contaminación de los recipientes donde se toman las muestras, mala

toma de la muestra o inestabilidad de la producción a nivel de toma de muestreo, entre otros

problemas. Es por ello que en el análisis PVT debemos considerar sumamente importante los

datos que se están registrando de modo que éstos sean bastante representativos y de esta manera

nos den la seguridad de un desarrollo óptimo del campo petrolífero o gasífero. Para tener la

certeza de que el muestreo es representativo, se hace una validación exhaustiva tomando en

cuenta todos los parámetros del yacimiento medidos durante la toma de muestras como son:




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Presión estática del yacimiento

Presión fluyendo

Presión y temperatura a la cabeza del pozo

Presión y temperatura del separador

Gastos de líquido y gas en el separador, así como el líquido en el tanque

Factor de encogimiento del aceite

En el laboratorio: Para realizar los estudios PVT en el laboratorio como ya mencionamos antes

es necesario tener una muestra representativa del fluido que se encuentra en el yacimiento, por

lo tanto se tiene que obtener la muestra al inicio de la producción de manera que esté a

condiciones de temperatura y presión inicial del yacimiento. De no ser así, la muestra dejaría de

ser una porción representativa del mismo, por lo que se alterarían las propiedades del fluido y

por consiguiente no se obtendrían resultados valederos del comportamiento de fases del fluido

en el yacimiento. El análisis de laboratorio consiste de:

Expansión instantánea de la muestra de fluido para determinar la presión de burbujeo.

Expansión diferencial de la muestra de fluido para determinar Bo y Rs. Expansión

instantánea de la muestra de fluido a través de varios separadores para obtener los

parámetros que permiten ajustar los datos PVT de laboratorio para cotejar las

condiciones del separador de campo.

Por consiguiente se debe:

Verificar la validez de las muestras

Hacer una comparación de los datos de campo con los datos de laboratorio




13

Comparar las muestras tomadas en superficie mediante recombinado de las muestras de

fondo

Realizar estudios pertinentes al fluido mediante los siguientes experimentos:

a) Agotamiento a volumen constante

b) Agotamiento diferencial (sólo realizado en aceites)

c) Agotamiento a composición constante

d) Estudio de separadores en etapas

e) Determinación de propiedades físicas como viscosidad, densidad, entre otras.

ANÁLISIS EXPERIMENTAL

La técnica de separación de agotamiento a volumen constante se realiza para la caracterización

de los fluidos que muestran intercambio másico entre los diferentes componentes. Esta técnica

es de gran utilidad para estudiar los yacimientos de aceite volátil, de gas y condensados.

Existen básicamente dos métodos (Bashbush, 1981), (Hoffman, 1960), para realizar la

validación de un análisis PVT. El primero consiste en checar las constantes de equilibrio o

valores K, esto se hace al graficar en papel semilogarítmico las constantes K contra la presión y

observar que no existan posibles cruces entre las diferentes curvas de los componentes, además

deben de mostrar una tendencia suave.




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El segundo es basado en la gráfica de Hoffman-Crump que relaciona el logaritmo de K*P con

un factor de caracterización B; en este caso los diferentes componentes deben de mostrar un

comportamiento de líneas rectas paralelas entre sí.

El ingeniero petrolero a partir de la toma de data PVT, enfatizando por supuesto la validez de

las técnicas de muestreo ya sea proveniente del análisis composicional detallado en el

laboratorio o data limitada de producción, evalúa su calidad y procesa esta data para que pueda

ser usada en alguna de las muchas herramientas de simulación actualmente en uso en la

industria. Una comprensión experta de las propiedades de presión-volumen-temperatura (PVT)

es esencial para una correcta ingeniería de los análisis de prueba de pozo, diseño de

levantamiento artificial, volumetría de reservorio, movimiento de fluidos en reservorio, análisis

de registro de producción y relaciones de desempeño de influjo.

EJEMPLOS DE CURVAS PVT




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Esta figura muestra el comportamiento de propiedades PVT (T=190°F, Rsi=725 MSCF/STB,

Gravedad Específica=0.7, Gravedad =30° API, pi= 4000 psia)

TIPOS DE MUESTREO

MUESTREO DE FONDO

La finalidad es obtener muestras del fluido original del yacimiento. Pudiendo obtenerse antes

de que el yacimiento sea explotado, o cuando ya ha sido puesto en producción, siempre y

cuando el fluido contenido en el pozo se encuentre lo más parecido al original, misma

composición y características.

El muestreo de fondo es importante ya que la información obtenida del análisis PVT de las

muestras de fondo, se utiliza para realizar cálculos de mucha trascendencia tanto de tiempo

técnico como económico, como son:

El desarrollo del yacimiento.

Las condiciones óptimas de separación

El comportamiento del yacimiento

El cálculo de las reservas de aceite y gas

Los métodos para la recuperación secundaria y mejorada

MUESTREO DE SUPERFICIE

El muestreo de superficie puede ser considerado como el método universal, con el cual se

muestrean los pozos de gas, gas condensado y pozos de aceite.




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Puntos más importantes en el muestreo de superficie

Los puntos más importantes que deben ser considerados en la técnica del muestreo de

superficie, para los análisis PVT son los siguientes:

Estabilidad del pozo.- El pozo deberá estabilizarse por uno o dos días, teniendo todos

los controles del separador y equipo de medición funcionando para la toma de las

muestras. Es importante mantener un gasto de producción fijo suficiente para que el

pozo se mantenga produciendo bajo condiciones prácticamente estabilizadas.

Datos del pozo en el fondo y en la cabeza.- Las presiones estáticas y fluyendo en el

fondo, así como las temperaturas deben ser medidas, también los datos de la presión en

la cabeza son muy útiles para el comportamiento, pero no son requeridos para los

estudios PVT.

Datos de equilibrio separador-tanque.- Es necesario tener todas las presiones y

temperaturas con las cuales se realizará la separación. Se debe contar con un regulador

de presión de más o menos 1/2 Psig. de sensibilidad; el termómetro debe ser puesto lo

más cerca posible para obtener la temperatura de liberación gas-liquido en la superficie

del separador y medir la temperatura de la corriente en el tanque. También es bueno

tomar las presiones en el tanque.

Exactitud en las medidas de volumen.- La exactitud de medición se puede considerar

excelente si tiene más o menos 1% de error; para tener una mayor exactitud en las

medidas de gas liberado del separador, éstas deberán ser hechas a la temperatura y

densidad del gas que tiene dicho medidor.

Las tomas de aceite y gas se realizan en los muestreos correspondientes manteniendo la presión

constante; para lograr lo anterior se desplaza cierta cantidad de agua del cilindro de muestra.




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VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE LOS DIFERENTES TIPOS DE MUESTREO:

Existen varios tipos de muestreo cuando se está en presencia de un yacimiento de gas

condensado, cada uno varía del otro en cuanto a su procedimiento y a lo eficiente o deficiente

que será su aplicación. A continuación se presentan algunos aspectos tanto beneficiosos como

no beneficiosos en la aplicación de 3 tipos de muestreo.

VENTAJAS:

MUESTREO DE SUPERFICIE:

La muestra no se contamina con fluidos acumulados en el pozo.

Menor riesgo y costo que el muestreo de fondo.

Permite tomar muestras de gran volumen.

Las muestras son de fácil manejo en el campo y en la superficie.

MUESTREO DE CABEZAL:

Rápido y de bajo costo.

No se requiere de mediciones de tasas de flujo.

MUESTREO DE FONDO:

No se requiere de mediciones de tasas de flujo.

No es afectados por problemas de separación gas – líquido en el separador.




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Excelente para el muestreo de gases condensados subsaturados siempre y cuando la

muestra no se contamine en el fondo de pozo.

DESVENTAJAS:

MUESTREO DE SUPERFICIE:

Los resultados dependen de la exactitud de la medición de las tasa de flujo.

Resultados erróneos cuando se tiene separación gas – liquido deficiente.

Pequeños errores de medición de tasas de flujo y recombinación generan muestras no

representativas.

MUESTREO DE CABEZAL:

No se debe usar si la presión de cabezal es menor que la de rocío.

Es difícil tomar una muestra representativa por la agitación de los fluidos que ocurre

durante el muestreo.

MUESTREO DE FONDO:

No se pueden tomar muestras representativas cuando la presión de fondo fluyente es

menor que la de rocío.




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No es recomendable cuando el pozo tiene una columna de líquido en el fondo.

Volumen de muestras pequeñas.

Pueden ocurrir fugas durante la sacada del muestreador a superficie.

Posible pescado por rotura de guaya.

Peligro de accidentes en el manejo de la muestra a alta presión.

PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DE YACIMIENTO

Los análisis PVT son pruebas que se hacen en un laboratorio para determinar las propiedades de

los fluidos que se encuentra en un determinado yacimiento, modificando la presión, volumen y

temperatura. Entre las propiedades de los fluidos, tenemos:

Gravedad Específica de Gas (Ɣg).

Gravedad Específica del Petróleo (Ɣo).

Densidad de Gas (ρg).

Factor de Compresibilidad (Z).

Factor Volumétrico de Formación del Gas (βg).

Factor Volumétrico de Formación del Petróleo (βo).

Factor Volumétrico de Formación Total o Bifásico (βt).

Compresibilidad del Gas (Cg).

Compresibilidad del Petróleo (Co).

°API

Relación Gas-Petróleo (Rs).

Relación Gas-Petróleo de Producción (Rp).




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SOLUBILIDAD DEL PETROLEO Y EL GAS

La solubilidad del gas en el petróleo crudo depende de:

Presión

Temperatura

Composiciones de gas y petróleo

Para un mismo gas y petróleo a una temperatura constante, la cantidad de gas en solución

aumenta con presión; y a una presión constante, la cantidad de gas en solución disminuye a

medida que la temperatura aumenta. Para determinadas presiones y temperaturas, la cantidad de

gas en solución aumenta a medida que las composiciones del gas y del petróleo se asemejan, es

decir, es mayor en gases de alta y en petróleos de baja gravedad específica, o sea, en petróleos

de alta gravedad API. De manera distinta a la solubilidad, por ejemplo, de cloruro de sodio en

agua, el gas es infinitamente soluble en petróleo, la cantidad de gas esta solo limitada por la

presión o por la cantidad de gas disponible.

Se dice que un petróleo crudo está saturado con gas a cualquier presión y temperatura si al

reducir ligeramente la presión se libera gas de la solución. Inversamente, si no se libera gas de la

solución, se dice que el petróleo esta subsaturado (o no saturado), a esa presión. El estado

subsaturado implica que existe una deficiencia de gas y que si hubiera existido suficiente gas, el

petróleo se encontraría en un estado saturado a esa presión. Más aun, el estado subsaturado

implica que no existe gas libre en contacto con el petróleo, es decir, no hay capa de gas.

La solubilidad de gas a condiciones isotérmicas generalmente se expresa en función del

aumento en gas en solución por unidad de petróleo por aumento en la unidad de presión, es

decir, PCS/bl/lpc, o dr/dp.




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Aunque en muchos yacimientos esta solubilidad es aproximadamente invariable sobre un

intervalo considerable de presiones, en cálculos precisos de estudios de yacimiento la

solubilidad se expresa en términos del gas total en solución a cualquier presión, o sea, PCS/bl o

Rs. En la siguiente sección se verá que el volumen de petróleo crudo aumenta

considerablemente debido al gas en solución y, por esta razón, la cantidad de gas en solución serefiere por lo general a una unidad de petróleo fiscal, y la razón gas disuelto – petróleo, Rs. SE

EXPRESA EN PCS/ BF. En la figura publicada anteriormente se muestra la variación de gas en

solución con la presión para el fluido del yacimiento Big Sandy, Ohio, a la temperatura de

yacimiento, 160F. a la presión inicial del yacimiento 3500 lpca, el gas en solución es 567

PCS/BF.

El grafico ilustra que no se desprende gas de la solución al reducir la presión inicial hasta 2500

lpca. Por consiguiente, el petróleo esta subsaturado en esta región y no existe fase gas l ibre en el

yacimiento. La presión de 2500 lpca se denomina presión del punto de burbujeo, ya que a esta

presión aparece la primera burbuja de gas. A 1200 lpca, la solubilidad del gas es de 337

PCS/BF, y la solubilidad promedia entre 2500 lpca y 1200 lpca es:




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Solubilidad promedio= 567-337/2500-1200 = 0.177PCS/BF/lpc

Estos datos se obtienen mediante estudios de laboratorio de PVT realizado con una muestra de

fluido obtenida del fondo de un pozo del yacimiento Big Sandy, usando el proceso de liberación

instantánea. Cuando no se dispone de análisis de laboratorio para los fluidos del yacimiento, a

menudo puede estimarse con suficiente exactitud la razón de gas disuelto-petróleo. Standing

ofrece un método de correlación donde la razón puede obtenerse si se conoce la presión y

temperatura del yacimiento, la gravedad API del petróleo fiscal y la gravedad especifica del gas

producido. También, en muchos casos, la razón inicial del gas disuelto-petróleo se aproxima a la

razón gas-petróleo de producción al comienzo de las operaciones de producción.

VISCOSIDAD DEL PETROLEO Y DEL GAS

La viscosidad es una medida de la resistencia interna al flujo, resultante de los efectos

combinados de la cohesión y la adherencia; también puede definirse como la oposición de un

fluido a las deformaciones tangenciales. Un fluido que no tiene viscosidad se llama fluido ideal,

en realidad todos los fluidos conocidos presentan algo de viscosidad, siendo el modelo de

viscosidad nula una aproximación bastante buena para ciertas aplicaciones.

La viscosidad es una característica de todos los fluidos, tanto líquidos como gases, si bien, en

este último caso su efecto suele ser despreciable, están más cerca de ser fluidos ideales.

Cabe señalar que la viscosidad sólo se manifiesta en fluidos en movimiento, ya que cuando el

fluido está en reposo adopta una forma tal en la que no actúan las fuerzas tangenciales que no

puede resistir.




23

La unidad en el sistema CGS para la viscosidad dinámica es el poise (p), cuyo nombre

homenajea a Jean Louis Marie Poiseuille. Se suele usar más su submúltiplo el centipoise (cp).

El centipoise es más usado debido a que el agua tiene una viscosidad de 1,0020 cp a 20 °C.

El poise o centipoise (0,01 poise) se define como la fuerza requerida en dinas para mover un

plano de un centímetro cuadrado de área, sobre otro de igual área y separado un centímetro de

distancia entre sí y con el espacio relleno del líquido investigado, para obtener un

desplazamiento de un centímetro en un segundo.

1 poise = 100 centipoise = 1 g/(cm•s) = 0,1 Pa•s.

1 centipoise = 1 LmPa•s.

La viscosidad de los crudos en el yacimiento puede tener 0,2 hasta más de 1.000 centipoise.

La viscosidad es una de las características más importantes de los hidrocarburos en los aspectos

operacionales de producción, transporte, refinación y petroquímica. La viscosidad, se obtiene

por varios métodos y se le designa por varios valores de medición. Es muy importante el efecto

de la temperatura sobre la viscosidad de los crudos, en el yacimiento o en la superficie,

especialmente concerniente a crudos pesados y extrapesados.

Efecto de la temperatura sobre la viscosidad: el efecto de la temperatura sobre la

viscosidad de un líquido es notablemente diferente del efecto sobre un gas; en el caso de

los gases la viscosidad aumenta con la temperatura, mientras que en caso de los

líquidos, esta disminuye invariablemente de manera marcada al elevarse la temperatura.

Al aumentar la temperatura del crudo se disminuye su viscosidad debido al incremento

de la velocidad de las moléculas y, por ende, tanto la disminución de su fuerza de




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cohesión como también la disminución de la resistencia molecular interna al

desplazamiento.

Efecto de la presión sobre la viscosidad: el efecto de la presión mecánica aumenta la

viscosidad. Si el incremento de presión se efectúa por medios mecánicos, sin adición de

gas, el aumento de presión resulta en un aumento de la viscosidad. Este comportamiento

obedece a que está disminuyendo la distancia entre moléculas y, en consecuencia, se

está aumentando la resistencia de las moléculas a desplazarse.

Se puede mencionar las siguientes viscosidades:

Viscosidad aparente: viscosidad que puede tener una sustancia en un momento dado, la

cual se mide por medio de un instrumento que determina la tasa de cizallamiento. Es

una función de la viscosidad plástica con respecto al punto cedente.

Viscosidad cinemática: viscosidad en centipoise dividida por la densidad a la misma

temperatura y se designa en unidades Stokes o centiStokes.

Viscosidad Universal Saybolt (SSU): representa el tiempo en segundos para que un

flujo de 60 centímetros cúbicos salga de un recipiente tubular por medio de un orificio,

debidamente calibrado y dispuesto en el fondo del recipiente, el cual se ha mantenido a

temperatura constante.

Viscosidad relativa: relación de la viscosidad de un fluido con respecto a la del agua.

Viscosidad Engler: medida de viscosidad que expresa el tiempo de flujo de un volumen

dado a través de un viscosímetro de Engler en relación con el tiempo requerido para el

flujo del mismo volumen de agua, en cuyo caso la relación se expresa en grado Engler.




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Viscosidad Furol Saybolt (SSF): tiempo en segundos que tarda en fluir 60 cc de muestra

a través de un orificio mayor que el Universal, calibrado en condiciones especificadas,

utilizando un viscosímetro Saybolt.

Viscosidad Redwood: Método de ensayo británico para determinar la viscosidad. Se

expresa como el número de segundos necesarios para que 50 cc de la muestra fluyan en

un viscosímetro Redwood, bajo condiciones específicas de ensayo.

DENSIDAD DEL GAS




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CORRELACIONES PARA DETERMINAR LAS PROPIEDADES PVT DE LOS

FLUIDOS DEL YACIMIENTO:

En el análisis del comportamiento de yacimientos, cálculos de reservas y diseño de equipos, se

requiere el conocimiento de las propiedades físicas de los fluidos. Estas propiedades

normalmente se determinan en el laboratorio mediante el análisis de muestras de fluidos

tomadas en el fondo de los pozos o mediante una apropiada recombinación de muestras tomadas

en superficie.

El conjunto de pruebas necesarias para determinar estas propiedades se denomina análisis

Presión-Volumen-Temperatura, P.V.T, como comúnmente se denomina, y consiste en

determinar las relaciones entre presión, volumen y temperatura para una mezcla de

hidrocarburos (liquido-gas) en particular.

AGUAS DE FORMACIÓN

Una vez que se tiene el producto del pozo en la superficie se realizan algunas operaciones ya

que el mismo puede ser una mezcla de gases, hidrocarburos líquidos y agua con sales. Esas




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operaciones son las de separación del gas en recipientes verticales enviando el líquido a tanques

donde se procede a la separación del agua aprovechando la diferencia de densidades en primera

instancia. Luego se pasa a tanques lavadores donde se agrega agua para lavar las sales y se lo

separa por dispositivos eléctricos el crudo del agua y las sales. Esta actividad se desarrolla en las

llamadas baterías que reciben lo producido por varios pozos cercanos. De ellas se manda a

playas de tanques más grandes que concentran la producción de todo un yacimiento. De estas,

sea por cañerías, por trenes o buques, se lo despacha a las refinerías, llamadas antes destilerías,

donde se hace la primera parte del procesamiento.

USOS DE LAS AGUAS DE FORMACIÓN

Una de las principales razones del mayor consumo de agua de reemplazo en las instalaciones

industriales es el alto costo de la tubería que requería instalar en una planta compleja pararecircular el vapor condensado.

Un caso típico de estas industrias son las refinerías de petróleo, en donde parte del vapor de

agua se envía a tanques externos para calentar los petróleos pesados y viscosos a fin de

conservarlos en condiciones adecuadas para el bombeo. Además de ser costoso tener una doble

tubería para la recirculación del vapor condensado, la recuperación es poco conveniente debido

a las posibilidades de ser contaminado con petróleo. Es posible que en el futuro, se exija que se

recupere gran parte del vapor de agua condensado de las industrias que forma a temperaturas

elevadas.

En la planta generadora, el vapor de agua se expande a través de una turbina hasta una presión

por debajo de la atmosférica y luego se condensa en un equipo provisto de un sistema que está




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sólo unos cuantos grados por encima de la temperatura que el agua de enfriamiento. El vapor de

agua condensado que vuelve al sistema tiene unos cuantos grados más de temperatura que el

agua de enfriamiento descargada.

En la planta industrial, el condensador es el equipo de proceso que por lo general opera a una

presión mayor a la atmosférica. Por lo tanto, la temperatura del condensado que se recircula se

encuentra entre 150 y 250 ºF, en comparación con la temperatura de 100 a 120 ºF en la estación

de la termoeléctrica. La planta industrial generadora de vapor de agua puede utilizarlo para

accionar la maquinaria que se utiliza para la producción de electricidad y vapor de agua. Como

ejemplo de este tipo de industrias se pueden citar las fábricas de papel que generan vapor a 900

lb/pulg2. El vapor de agua se puede utilizar en algunas turbinas aprovechando la energía

obtenida para accionar las bombas, generadores, compresoras, máquinas para fabricar el papel y

otro equipo auxiliar. Parte del vapor de agua pasa a la línea del vapor a 25 lb/pulg2. Otros

rodillos secadores utilizan vapor a 60 lb/pulg2. El vapor de baja presión se usa en la elaboración

de pulpa, procesando astillas de madera en un digestor. En algunas turbinas, al igual que en las

estaciones generadoras termoeléctricas, el vapor de agua se expande y la presión disminuye

hasta anularse, obteniéndose una eficiencia máxima.

El lavado por extracción se utiliza en muchas industrias y en la mayoría de las refinerías de

petróleo para eliminar la sal del petróleo crudo, evitando de esta manera la corrosión en las

columnas de destilación. Se bombea agua al petróleo crudo en una proporción de cerca del 4 %

del flujo del petróleo, y la eficiencia de la extracción de la sal depende de que tan perfectamente

sea el mezclado. A continuación, se agregan compuestos químicos para romper la emulsión,

antes de que el petróleo pase a un recipiente, en donde por medio de electrodos se desaloja el

agua del petróleo, permitiendo su separación por gravedad.




29

Como el costo de la explotación y desarrollo de los pozos petroleros es cada vez mayor, esto ha

obligado a la industria a realizar una recuperación secundaria y terciaria de los residuos de

petróleo de los antiguos campos petroleros mediante la inyección de agua y vapor de agua.

Se utiliza el agua especialmente tratada como salmuera o una mezcla de agua y vapor de agua

que se bombea bajo tierra con el propósito de desplazar al petróleo de las áreas de donde no se

hizo la extracción por los métodos primarios. El agua que se emplea recibe tratamientos muy

complejos, a fin de que la formación subterránea no se tapone con los desechos. El agua es un

material relativamente barato y adecuado para diferentes procesos industriales de la más diversa

índole. Se utiliza como material sellador en los prensa-estopas de las bombas centrífugas y en

recipientes almacenadores de gases. También, en procesos de enfriamiento y de disminución de

fricción.

DENSIDAD O GRAVEDAD ESPECÍFICA

Existen correlaciones que proporcionan la densidad del agua de formación, a las condiciones

estándar, como una función de los sólidos totales disueltos. La densidad a condiciones de

yacimiento puede aproximarse dividiendo la densidad del agua a condiciones estándar entre el

factor de volumen del agua de formación.

FACTOR VOLUMETRICO DEL AGUA

Este es la relación que existe entre el volumen que ocupa el agua a condiciones determinadas de

presión y temperatura con respecto al volumen que ocupa el agua más su gas en solución a




30

condiciones normales. Este factor depende de la temperatura, la presión, y salinidad del agua. Se

escribe comúnmente como Bw.




31

CAMPO GUANTA - DURENO:

MAPAS DE PRESIONES

RESERVORIO U INFERIOR




32

RESERVORIO T INFERIOR




33

RESERVORIO HOLLÍN SUPERIOR




34

CAMPO GUANTA-DURENO

MAPAS DE GRILLAS

RESERVORIO BASAL TENA

CAMPO GUANTA – DURENO

RESERVORIO BASAL TENA

GNT-002BT

GNT-005BT

GNT-006BT

GNT-009BT

GNTA-018BT

GNTB-007BT

GNTB-041BT

GNTD-008BT

ACUMULADO PETROLEO ( Mbbl )

0.00 924.33 1848.66




35

RESERVORIO U SUPERIOR

GNT-002US

GNT-006UM

GNT-010US

GNTC-013US

GNTG-012US


0.00 427.94 855.88


RESERVORIO U SUPERIOR




36


GNT-002UI

GNT-003UI

GNT-005UI

GNT-006U GNT-006UI

GNT-010UI

GNT-015UI

GNT-016UI

GNTA-001UI GNTA-018UI

GNTA-019UI

GNTA-040UI

GNTB-007UI GNTB-022UI

GNTC-013UI

GNTC-017UI

GNTC-024UI

GNTC-025UI

GNTC-026UI

GNTD-008UI

GNTE-45UI

GNTF-011UI GNTF-027UI

GNTF-028UI

GNTG-012UI


0.00 3078.43 6156.85






37

RESERVORIO T SUPERIOR

GNT-002TS

GNT-003TS

GNTC-014R1TS

GNTE-004TS

GNTF-011TS


0.00 60.78 121.56


RESERVORIO T SUPERIOR




38


GNT-002TI

GNT-003TI

GNT-015TI

GNT-016TI

GNTA-019TI

GNTA-020TI

GNTB-022TI

GNTB-042TI

GNTC-014R1TI

GNTC-017TI

GNTD-008TI

GNTD-032TI GNTD-043TI

GNTE-004TI GNTE-046S1TI

GNTF-027TI GNTF-035TI

GNTG-012TI


0.00 1855.70 3711.40






39

RESERVORIO HOLLIN SUPERIOR

GNT-003HS

GNT-009HS

GNT-015HS

GNTA-019HS

GNTC-023HS

GNTD-008HS GNTD-008IHS

GNTD-032HS

GNTE-004HS


0.00 1146.16 2292.33






40

CAMPO PARAHUACU

MAPAS DE GRILLAS





41







ACTIVO LAGO AGRIOINFORMACION

GUANTA DURENO BLOQUE-11Propiedades del Fluido y la Roca UNIDADES BT U T HS BT U T HOLLIN BT U T D C B E HI

1 Profundidad 9.000 pies2 Tipo de Formación Arenisca arenisca arenisca arenisca arenisca arenisca arenisca arenisca arenisca arenisca arenisca arenisca arenisca arenisca arenisca arenisca arenisca3 Co ntenido de Arcilla bajo4 Temperatura del Yacimiento 234 ºF 200 231 194 205 204 205 180 200 2225 Dureza del Agua 30 ppm6 Salinidad del Agua 1.00 0 ppm NaC l 2 14 50 3795 0 6 435 0 1 452 0 4 950 0 1 6500 4125 0 123 75 62 535 25 080 4 047 9,5 4047 9,5 404 79,5 40 479 ,5 1 485 07 Presión Inicial 4.300 psi 3.700 3 .750 4.083 4.315 3.500 4.195 4.417 4.485 3.000 3.600 4.150 649 966 968 4.1888 Presión del Punto de Burbuja 1.256 psi 1.485 1.400 1.398 990 810 800 770 880 844 1.293 1.050 450 470 400 9139 Presión Actual 3.900 psi 1.550 2 .000 1.950 3.200 1.935 1.780 2.150 3.266 2.150 1.800 1.500 320 520 490 1.200

10 RGP Solución 259 scf/bbl 220 177 257 264 227 215; 60 291;463 33211 Densidad del Crudo (superficie) 27 API 23 29,6 28,9 29,8 27 29,6 29,5 28,8 20,3 32,3 32,7 26,3 29,12 34,2 34,5

12 Viscosidad del Crudo Muerto (superficie 19 cp 4,92 3,28 5,26 7,731 2,6313 Viscosidad del Crudo Vivo @ Pb 2 cp 4,45 1,72 1,4 1,47 1,78 3,01 3,77 1,31 0,68 1,1414 Fracturamiento NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO SI SI SI SI NO15 Permeabilidad Horizontal (kh) 500 mD 200 255 225 120 102 260 340 175 180 41016 Perm eabilidad Vertical (kv) 5 017 Coef ic iente Dyks tra-Pa rsons 118 Reef NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO19 Dip (no n-reef reservo ir) 5 grado s

Driving Mechanisms20 Acuifero Activo Si NO NO NO NO SI NO NO NO SI NO NO NO NO NO NO NO NO21 Agua de Fondo Margen NO NO NO NO SI NO NO NO SI NO NO NO NO NO NO NO NO22 Capa de Gas Ninguno NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO23 Mecanismo Secundar io N inguno24 Tasa de Inyección Secundaria 0 bbl/dia 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Production Data (whole field)25 No Productores (TOTALES?) 45 3 15 8 3 4 12 7 31 1 6 11 21 26 19 9 1226 No. Inyectores 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 027 No. Pozos funcionando 39 3 11 5 2 2 5 4 12 1 3 8 13 14 8 6 028 Tasa agua crudo 2,3 tasa 0,38 0,29 0,49 0,44 0,09 0,12 0,74 0,02 0,07 0,0229 RGP produciendo 530 scf/bbl 210 230 181 367 215 288 224 316 289 695 56430 Mecanismo de producción actual31 Espac iamiento Actua l ent re Pozos Acres32 Tasa de declinación exponencial (mecan l15 f racc ión %

OOIP and Recoverable Reserves33 Arena Total 122 pies34 Arena Neta 61 pies 13 29 37 34 7,5 16 19 101 7,8 7,4 24 39,2 33 24 34 1235 Area 8.800 Acres 2.984 4.339 4.356 3.690 3.236 4.757 4.718 5.460 5.053 8.385 6.070 429 755 335 60 3.52036 Porosidad 0,15 fracción 0,15 0,15 0,15 0,14 0,15 0,15 0,14 0,15 0,15 0,12 0,11 0,17 0,17 0,19 0,21 0,13

37 Saturac ion de Agua conna ta 0 ,2 f racc ión38 Contenido de Crudo fracción39 Concentracion Metano 5 %40 Oil Formation Volume Factor 1,25 1,13 1,23 1,28 1,22 1,16 1,24 1,22 1,18 1,12 1,21 1,3 1,2 1,2 1,2 1,2 1,16

41 POES 368.000.000 bbl 28.387.707 100.369.223 115.297.480 84.316.662 17.796.076 44.447.400 47.680.859 388.361.775 27.416.639 38.608.135 78.923.956 10.637.768 14.964.556 6.044.072 1.368.185 21.143.620

42 Acumulado de crudo producido @31-12- 76.000.000 bbl 4 .035.350 27 .863 .320 9 .588.270 4 .058 .660 5 .152 .880 4 .157 .570 4 .862 .810 145 .468 .030 1 .300.730 3 .126 .140 15.052.400

43 Total de Reservas Recuperadas 121.000.000 bbl

BLOQUE-11BT U T HS BT U T HOLLIN BT U T D C B E HI

arenisca arenisca arenisca arenisca arenisca arenisca arenisca arenisca arenisca arenisca arenisca arenisca arenisca arenisca arenisca areniscaArena Neta 61 pies 13 29 37 34 7,5 16 19 101 7,8 7,4 24 39,2 33 24 34 12

Area 8.800 Acres 2 .984 4.339 4.356 3.690 3.236 4.757 4.718 5.460 5.053 8.385 6.070 429 755 335 60 3.520

GUANTA DURENO LAGO-AGRIO PARAHUACU PACOA

LAGO-AGRIO PARAHUACU PACOA




CONCLUSIONES

El análisis PVT, nos ayuda a predecir el comportamiento de los fluidos en el

Yacimiento.

Teniendo un adecuado conocimiento del comportamiento de los fluidos podemos

determinas las propiedades de estos.

Para que los resultados del Análisis PVT sean representativos debe realizarse a

temperatura del Yacimiento.

Para la toma de una muestra representativa de fluidos del yacimiento, se debe tener

claro cuáles son las condiciones en las que se encuentra el campo, en base a esto el

diseñar y emplear una propuesta de técnica de muestreo poblacional para delimitar la

población investigada nos permite evitar sesgos que afecten la posterior selección del

pozo a muestrear.

El diseño del programa de muestreo de fluidos de yacimiento debe estar ajustado a la

geología del yacimiento, al tipo de fluido y al grado de depleción del campo. Además

este debe tener en cuenta el estudio a realizar sobre la muestra de fluido a tomar y el

aporte que brinda para la correcta caracterización del fluido del yacimiento.

Con el propósito de garantizar la calidad del análisis PVT, se debe tener en cuenta

dentro del diseño de la prueba que la diferencia de presiones que se maneje entre

etapas sea de similar magnitud para la totalidad de etapas. Además se debe esperar

un tiempo prudente entre etapa y etapa con el fin de que el fluido en la celda

alcance el equilibrio termodinámico para evitar errores que perjudiquen la precisión

de los resultados obtenidos.

analisis pvt de fluidos

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