anÁlisis pvt nuevo
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Universidad de Oriente.
Núcleo Monagas.
Escuela de Ingeniería de Petróleo.
Propiedades de las Rocas y de los Fluidos.
Profesor: Ing. Henry Martínez Lara.
Realizado
por:
Álvarez
Rosibel.
Baccarín
Evelyn.
Berra Jesús.
Meza Perla.
Ojeda
Gexail.
1
Pitado
Eugenio.
CONTENIDO GENERAL
INTRODUCCION………………………………………………………………………………...
4
1.ANÁLISIS
PVT…………………………………………………………………………………5
2. OBJETIVOS DEL ANÁLISIS
PVT……………………………………………………………..6
3. FACTORES A TOMAR EN CUENTA PARA EL ANÁLISIS DE LAS
PRUEBAS PVT.................................................................................................6
3.1- Tipos de liberación gas-petróleo................................................................6
3.1.1. – Liberación diferencial:..........................................................................6
3.1.2. – Liberación instantánea:.......................................................................8
3.2 – Liberación de gas en el yacimiento y superficie:...................................10
3.2.1. – Yacimiento.........................................................................................10
3.2.2. – Superficie:..........................................................................................11
3.3 – Toma de muestra...................................................................................11
3.4 – Número de muestras:............................................................................12
3.5 – Tipos de muestreo:................................................................................12
3.5.1– Muestreo de
fondo…………………………………………………………………..13
3.5.2– Muestreo de
separador……………………………………………………………………….14
3.5.3- Muestreo de Cabezal de
pozo……………………………………………………………..18
3.6 –Yacimiento donde se pueden tomar las muestras:.................................18
2
3.6.1. – Yacimiento de gas
condensado………………………………………………...18
3.6.2. – Yacimiento de petróleo
negro…………………………………………………...18
3.7. – Escogencia del pozo para el muestreo:................................................19
3.8. – Acondicionamiento del pozo para el muestreo:....................................20
3.8.1–Efectos de la reducción de la taza de producción sobre la relación gas-
petróleo (RGP):
………………………………………………………………………………..21
4.- VALIDACION DEL ANALISIS PVT..........................................................22
4.1 – Yacimiento de petróleo (liviano, mediano y pesado)..............................22
4.1.1 –Representatividad de la Muestra…………………………………………………22
4.1.2- Consistencia del Análisis……………………………………………………………..23
4.2.- Yacimientos de Gas Condensado............................................................31
4.2.1.- Representatividad de la Muestra…………………………………………………31
4.2.2- Consistencia del Análisis……………………………………………………………..32
5.-LIMITACIONES DE LAS PRUEBAS DE LABORATORIO..........................33
6.-CONSISTENCIA DE LOS RESULTADOS DE UN ANÁLISIS PVT.............33
7.-VALIDACIÓN DE LAS PRUEBAS PVT CON INFORMACIÓN DE CAMPO.
.......................................................................................................................53
8.- PRESIÓN ÓPTIMA DE SEPARACIÓN.....................................................54
9.- PREPARACIÓN DE LOS DATOS PVT PARA USO EN CÁLCULOS DE
YACIMIENTOS...............................................................................................54
10.- CORRELACIONES PARA ESTIMAR PROPIEDADES PVT....................56
10.1.- Correlaciones de Standing....................................................................56
10.2.- Correlaciones de Vásquez y Beggs.......................................................61
3
10.3.- Correlación de Corpoven- total.............................................................64
CONCLUSIÓN..................................................................................................68
GLOSARIO DE TERMINOS................................................................................69
BIBLIOGRAFIA………………………………………………………………………………….7
3
INTRODUCCIÓN
Todo ingeniero de petróleo y de yacimiento, necesita saber con
exactitud como es el comportamiento de un yacimiento petrolífero para
tomar cualquier decisión con respecto al mismo. Para la determinación del
comportamiento de un yacimiento, es importante tomar en cuenta
parámetros básicos, como lo son: Presión, Volumen y Temperatura (P.V.T); los
cuales gobiernan en gran parte el comportamiento de producción de un
yacimiento de petróleo. El análisis PVT consiste en una serie de pruebas que
se realizan en el laboratorio para conocer las propiedades y su variación con
presión de fluidos de un yacimiento petrolífero.
Para que un análisis PVT simule correctamente el comportamiento de
un yacimiento es necesario que la muestra sea representativa del fluido
4
(mezcla de hidrocarburos) original en el yacimiento. En este trabajo se
representan recomendaciones prácticas para el muestreo y
acondicionamiento de los pozos de pruebas antes de tomar la muestra.
También se presenta métodos para validar y chequear la consistencia de los
resultados de las pruebas PVT, ya que en algunos casos estos resultados
pueden estar errados o no ser representativos del yacimiento. En este caso
los datos PVT son validos contra correlaciones existentes.
Un componente de la relación Presión-Volumen-Temperatura. (PVT) y
otras propiedades físicas y químicas de los fluidos contenidos en el
yacimiento, son esenciales para resolver gran cantidad de problemas de
Ingeniería de Petróleo.
5
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:
1. Determinar ciertos parámetros del yacimiento y condiciones actuales del 6
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:
En la liberación diferencial, en este tipo de prueba la muestra se carga
en la celda a una presión igual a la presión de burbujeo, luego se disminuye
varias veces la presión reduciendo el volumen del líquido y aumentando el
volumen de gas, se extrae el gas desprendido manteniendo la presión
constante en cada etapa, el volumen de gas es medido conjuntamente con el
volumen de líquido que queda en la celda. Se inicia con la presión de
burbujeo y se termina la prueba cuando la presión sea la atmosférica (14.7
lpca) y ya no exista gas en solución, este proceso se realiza a temperatura
constante siendo esta la temperatura del yacimiento. En este proceso se
consideran las caídas de presión como cambios infinitesimales. De esta
prueba se obtiene la siguiente información: el factor volumétrico del petróleo
(Bo), la relación gas-petróleo (RGP), el factor de desviación del gas (Z), la
gravedad específica del gas (γg), la densidad del petróleo (ρp), factor
volumétrico del gas (Bg), la gravedad API del crudo. .
7
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.
8
V1
V2
Petróleo
Pistón
P1=PsatV1>>Vsat
Pistón
Gas
Petróleo
P2<PsatV2<Vsat
Salida de gas
Pistón
Gas
Petróleo
P3=P2<PsatV3=V2<Vsat
V3
V4 Petróleo
Pistón
P4=P2<PsatV4=V2<Vsat
Pistón
Gas
PetróleoV5
P5<P2<PsatV5<V4<Vsat
V1
V2
Petróleo
Pistón
P1=PsatV1>>Vsat
Pistón
Gas
Petróleo
P2<PsatV2<Vsat
Salida de gas
Pistón
Gas
Petróleo
P3=P2<PsatV3=V2<Vsat
V3
V4 Petróleo
Pistón
P4=P2<PsatV4=V2<Vsat
Pistón
Gas
PetróleoV5
P5<P2<PsatV5<V4<Vsat
V2
Petróleo
Pistón
P1=PsatV1>>Vsat
Petróleo
Pistón
Petróleo
Pistón
Petróleo
Pistón
P1=PsatV1>>Vsat
Pistón
Gas
Petróleo
P2<PsatV2<Vsat
PistónPistón
Gas
Petróleo
P2<PsatV2<Vsat
Salida de gas
Pistón
Gas
Petróleo
P3=P2<PsatV3=V2<Vsat
Pistón
Gas
Petróleo
P3=P2<PsatV3=V2<Vsat
PistónPistón
Gas
Petróleo
P3=P2<PsatV3=V2<Vsat
V3
V4 Petróleo
Pistón
P4=P2<PsatV4=V2<Vsat
Petróleo
PistónPistón
P4=P2<PsatV4=V2<Vsat
Pistón
Gas
Petróleo
PistónPistón
Gas
PetróleoV5
P5<P2<PsatV5<V4<Vsat
FIGURA 2
Variación Presión-Volumen duranteLa 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.
En la liberación instantánea (flash) se simula el comportamiento del
fluido en los separadores. Para ello se coloca la muestra en una celda a la
temperatura y presión inicial del yacimiento, esta presión tiene que ser
mayor a la presión de burbuja, luego se realizan varios decrementos de la
presión hasta llegar a la presión de burbuja y se mide en cada etapa el
volumen de petróleo y de gas obtenido, el gas es extraído del sistema en
cada etapa y es colocado en un gasómetro, instrumento que permite la
9
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.
GAS
PETR
ÓL
EO
V4
OÍLV1
OILV2 OILV3
GAS
PETR
ÓL
EO
V5
GAS
PETR
ÓL
EO
V6
P1 > P2 > P3=Pb P4 > P5 > P6
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FIGURA 4Validación 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.
Cuando la presión del petróleo es ligeramente menor que la de
burbujeo, la cantidad de gas liberado es poca y la saturación de gas no
alcanza la presión crítica necesaria para iniciar su movimiento a través de los
canales porosos. En este caso el gas liberado permanece en contacto con el
crudo sin ocurrir cambios de composición total del sistema en un volumen de
control dado. Bajo estas condiciones, la liberación es del tipo instantánea.
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.
11
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
Si la presión del yacimiento ha declinado por debajo de la presión de
burbujeo ya no es posible tomar muestras representativas de petróleo
original 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 12
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
Esencialmente hay tres técnicas de muestreo para obtener muestras
de fluidos de yacimientos para el análisis de le relación PVT. Estas técnicas se
conocen comúnmente como:
Muestreo de fondo
Muestreo de recombinación o de separador
13
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 produciendo cantidades sustanciales de agua. La fase líquida presente
en la tubería de un yacimiento de condensado cerrado no sería
representativa del fluido del yacimiento. Una gran cantidad de agua en la
tubería de un yacimiento de petróleo impediría el muestreo a la profundidad
14
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:
Consiste en tomar muestras de petróleo y gas en el separador de alta
presión, medir las tasas correspondientes y recombinar las muestras de
acuerdo a la RGP medida. Es generalmente satisfactorio para todos los tipos
de crudo y condensado. Las muestras de gas y petróleo son tomadas al
mismo tiempo y bajo las mismas condiciones de presión y temperatura. La
diferencia en tiempo no debe ser mayor de una hora, porque pueden ocurrir
cambios significativos en las condiciones de separación, particularmente en
la temperatura.
15
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:
El mejor método para tomar la muestra de gas es el del
cilindro graduado. Antes de tomar la muestra se hace vacío al cilindro y a las
conexiones (como se ilustra en la FIGURA 5). Una limitación de este método
es que se necesita lleva una bomba de vacío al campo.
16
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 DEALTA PRESIÓN
BOMBA DE VACIO
MUESTRA DE GAS
17
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.
TOMA DE MUESTRA DELIQUIDO EN EL SEPARADOR
TOMA DE MUESTRA DELIQUIDO EN EL SEPARADOR
BOMBA DE VACIO
DESAGUEMUESTRA DE
LÍQUIDO
Hg
BOMBA DE MERCURIO
18
Resultados erróneos cuando en el separador se tienen
problemas de espuma, separación ineficiente ó nivel inadecuado de la
interfaces gas-líquido.
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.
19
Para yacimientos sub.-saturados . Donde la relación gas- petróleo (RGP) permanece constante, igual a la solubilidad inicial gas- petróleo, se puede el método de muestreo de fondo a cualquier fosa estabilizada, siempre que la presión fluyente se mantenga mayor que la presión de burbujeo.
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 20
en el separador trifásico.
La producción del pozo debe ser estable (sin ó con poco
cabeceo).
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.
El pozo debe ser puesto en producción a una tasa estabilizada tan baja
como sea posible. El periodo de flujo debe continuar hasta alcanzar una
relación gas-petróleo estabilizada antes de tomar las muestras. Es deseable
pero no siempre se consigue que bajas tasas de flujo produzcan pequeños
gradientes de presión alrededor del pozo, de tal manera que al aumentar la
presión de fondo fluyente, se produzca una revaporización total ó parcial del
líquido acumulado en el pozo. Si embargo, si un pozo ha estado produciendo
a una tasa estable no muy alta, entonces es preferible tomar la muestra a
esta tasa que ajustarla a valores bajos. Si la tasa de flujo es combinada se
21
puede necesitar hasta tres meses para estabilizar el pozo, dependiendo de
la permeabilidad de la formación.
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 .
Pb>Pyac mayor Pwf: las condiciones iniciales del yacimiento no
se logran acondicionando el pozo. No hay forma de obtener muestras
totalmente representativas del fluido original del yacimiento.
22
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.23
2. Si es de superficie, se debe verificar que las muestras de líquido y
gas 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.
De esta prueba se obtienen los volúmenes de hidrocarburos (Vh),
resultantes de la disminución de presión gradual suministrada por la celda
PVT a temperatura constante. Con estos datos se calcula la presión de 24
burbujeo y el 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).
25
La liberación diferencial apunta la siguiente información:
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:
26
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 0.8252100 4.292 0.01966 59.952 0.8181850 4.478 0.01792 58.528 0.7971600 4.96 0.01693 57.182 0.7911350 5.705 0.01618 55.876 0.7941100 6.891 0.01568 54.689 0.809850 8.925 0.01543 53.462 0.831600 12.814 0.01543 52.236 0.881350 24.646 0.01717 50.771 0.988159 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:
2. Cálculo de la relación Gas – petróleo en solución:27
3. Cálculo del factor - Z:
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:
4.1.2.4.- Pruebas de separadores:
Esta es una prueba de liberación instantánea. La muestra de fluido
para ser analizada, es llevada a la temperatura del yacimiento y a la presión
de burbujeo. Luego de alcanzar éstas condiciones, el flujo es extraído de la
celda y pasado por dos etapas de separación:
28
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).
La Relación Gas-Petróleo en solución del separador (Rss).
La Gravedad Específica del Gas del Separador y el del Tanque.
29
La presión de la celda seMantiene cte., a la
presión de burbujeo
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:
Cuando el crudo está sub.-saturado, a medida que disminuye la
presión disminuye la viscosidad, debido a la expansión que aumenta las
distancias intermoleculares.
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 30
que tenía originalmente al inicio de la explotación del yacimiento.
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
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
o
SUBSATURADOSATURADO
31
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:
Las condiciones de temperatura y presión de separador a las cuales
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
32
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.
Sí el informe PVT, ha resultado consistente hasta esta etapa, indica
que la muestra tomada, es representativa del fluido inicial del yacimiento. El
próximo paso es verificar la consistencia interna del proceso de agotamiento
a volumen constante, lo cual consiste en producir fluidos en fase gaseosa en
la celda de equilibrio, a diferentes niveles de presión, a volumen y
temperatura constante. La verificación de la consistencia de este análisis
está en calcular por balance 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.
33
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.
Los datos reportados en un análisis PVT pueden estar sujetos a errores
de medida en el laboratorio, y por esto es necesario chequear su consistencia
antes de usarlo en estudios de yacimiento. El chequeo de consistencia se
hace 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.
34
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) Vr61,030 5000 0,963961,435 4500 0,9703
35
Presión Vs. Volumen de Hidrocarburo
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
0 50 100 150 200 250Volumen (cc)
Pres
ión
(psi
g)
Pb
Vb
61,866 4000 0,977162,341 3500 0,984662,866 3000 0,992962,974 2900 0,994663,088 2800 0,996463,208 2700 0,9983 63,316 2620 1,000063,455 2605 1,002263,576 2591 1,004164,291 2516 1,015465,532 2401 1,035067,400 2253 1,064569,901 2090 1,104073,655 1897 1,163378,676 1698 1,242686,224 1477 1,361895,050 1292 1,5012112,715 1040 1,7802136,908 830 2,1623174,201 640 2,7513235,700 472 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”.
Para determinar la validez de la Pb, se usa una relación de presión y
Volumen Relativo denominada función “Y”, la cual viene expresada de la
siguiente manera:36
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 61,0
30 5014,7 0,9639
0
61,435 4514,7 0,9702
9
61,866 4014,7 0,9771
0
62,341 3514,7 0,9846
0
62,866 3014,7 0,9928
9
62,964 2914,7 0,9944
4
63,088 2814,7 0,9964
0
63,208 2714,7 0,9982
9
63,316 2634,7 1,0000
0
63,455 2619,7 1,0022
0 2,608
63,576 2611,7 1,0041
1 2,71
64,291 2530,7 1,0154
0 2,669
65,532 2415,7 1,0350
0 2,590
67,400 2277,7 1,0645
0 2,509
69,901 2104,7 1,1040
0 2,421
73,655 1911,7 1,1632
9 2,316
78,676 1712,7 1,2425
9 2,219
86,224 1491,7 1,3618
0 2,118
95,050 1306,7 1,5012
0 2,028
112,75 1054,7 1,7807
5 1,92136,90 844,7 2,1623 1,823 37
8 0 174,20
1 654,7 2,7513
0 1,727235,70
0 486,7 3,7226
0 1,621
Las verificaciones de la intensidad de la función “Y” permitirá validar la
validez del análisis. Si los valores de volumen y presión han sido bien
medidos en el laboratorio, se debe obtener una línea recta al graficar la
función “Y” con presión. De acuerdo con estos parámetros se observa que la
figura 8 presenta una anomalía. Para determinar estas anomalías se debe
analizar los comportamientos de la función “Y” cerca del punto de burbujeo,
las cuales permiten conocer si la presión de burbujeo en el laboratorio ha
sido sobre ó subestimada en relación a la presión de burbujeo real del crudo
en el yacimiento:
FIGURA 9
Función Y (vs) P
0,000
0,500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
0 1000
2000
3000P
(Psig)
Y CASO IDEAL iiIFGHFGGHiIdeal
38
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
2 2
Y
Caso Pb sobre estimada
2000 3000
39
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
De acuerdo con lo expuesto anteriormente se puede concluir que, en el caso
que se está analizando estamos subestimando la presión de burbujeo.
Función Y (vs) P
0,000
0,500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
0 1000
2000
00P (Psig)
Y
Caso Pb Sub estimada
3000
40
FIGURA 12
Función Y (vs) P
0,0000,5001,0001,5002,0002,5003,0003,500
0 500 1000 1500 2000 2500 3000
P(lpca)
Y
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
0 500 1000 1500 2000 2500 3000
P(lpca)
Y Serie2
41
Función Y (vs) P
y = 0,0005x + 1,3562R2 = 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
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
1911,7 2627.342238
42
Muy por debajo de la Tendencia
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
2619.74665
4
2530,7
2619.23576
1
2415,7
2620.11255
2
2267,7
2621.25155
8
2104,7
2623.24601
9
1911,7
2627.34223
8
1712,7 2628.73586
43
4
1491,7
2626.35246
6
1306,7
2626.13441
4
1054,7
844,7
654,7
486,72628,05122
4
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:
44
Se antepone al signo negativo a la ecuación para que Co sea Positivo ya que ∂Vo/∂p es negativo.
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)
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
45
Calcular Bo a 3000 , 4000 y 5000 lpc
Solución:
Intervalo 3000 – 2620 lpc
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:
46
(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.
47
Separador: Rs= 676 PCN/BN ; γg = 0,786
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:
Porcentaje de diferencia con respecto al valor de la prueba de
liberación diferencial:
(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%.
Para realizar el balance de masa de la liberación diferencial se
necesita la siguiente información, obtenida del informe de la prueba PVT:
48
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:
Donde:
Masa de gas en Solución
Volumen de gas en Solución
Relación gas-petróleo en Solución
A 14.7 lpca y T(Temperatura de Prueba)
Masa de petróleo:
(no varía)
49
La masa y volumen de gas en solución y la relación gas-petróleo en
solución siguen siendo cero:
; ;
A Pi y T:
Masa de petróleo:
Significado de subíndices: d = diferencial
i = nivel de presión
Incremento de la masa de gas en solución entre las presiones Pi y Pi-1:
Volumen de gas en solución correspondiente a mgi:
Relación gas-petróleo en solución correspondiente a Pi:
Ejemplo: Realizar la prueba de balance de materiales a los siguientes
puntos del análisis PVT:
Presión,lpca 14,7 14,7 173,7 364,7 614,7
Temperatura;
°F
60 220 220 220 220
Rsd, PCN/BN 0 0 157 223 29250
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
Para P3 = 173,7 lpca
51
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 0 014,7 220 0 0 0133 220 157 263,9 40,3
364,7 220 223 343,4 35,1614,7 220 292 419,7 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:
Si esta desigualdad es violada en los datos suministrados a los
simuladores numéricos, los programas enviarán mensajes de error.
De una prueba de liberación diferencial se tiene:
Derivada parcial con respecto a P:
Haciendo:
52
Se obtiene:
lo cual se cumple si
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 --- 8542350 1,554 0,00685 7632100 1,515 0,00771 684
Solución:
Intervalo 2620 – 2350 lpcm
Se cumple:0,00017<0,00041
Intervalo 2350 – 2100 lpcm
53
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:
SI LAS PRUEBAS DEPRODUCCIÓN MUESTRAN
EL ANÁLISIS PVTDEBE INDICAR
RGP estable y declinación rápida de la presión del
yacimiento.
Pb < PyacYacimiento Sub-
saturado
Incremento rápido de la RGP de la presión del
yacimiento
Pb = PyacYacimiento Saturado
54
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.
Cálculo del PVT combinado o Correlación de los Datos de
Liberación Diferencial por Efecto de la Separación Instantánea en Superficie
(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:
55
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.
Mocees y McCain recomiendan usar Rsfb y Bofb, de la prueba de
presión óptima de separadores para calcular el PVT combinado por medio de
las siguientes ecuaciones.
A P>Pb
56
A P < Pb
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.
Como se menciono anteriormente, las correlaciones de propiedades
PVT son de tipo empírico y por esto su aplicación a condiciones diferentes a
aquellas para las cuales fueron obtenidas, puede generar graves errores. Con
el fin de que el Ingeniero escoja la correlación que más se adapte a su
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
57
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 - 7000Temperatura, °F 100 - 258Relación gas-petróleo en solución, PCN/BN 20 - 1425Gravedad del petróleo de tanque, °API 16,5 - 63,8Gravedad del gas disuelto (aire = 1) 0,59 - 0,95Condiciones de separador:
Temperatura, °F 100Presión, 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)
(Ec. 02)
B = 0.00091 T – 0.00121 °API (Ec. 03)
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,
58
dentro de un 15% de error para temperatura hasta 325°F.
Rsb y γg, se obtienen de pruebas de producción.
(Ec. 04)
(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
(Ec. 06)
Para un yacimiento saturado, Pb = Pyac
La Ec. 06 puede ser usada para determinar el efecto de la presión
sobre la solubilidad si se conoce la variación de las gravedades del petróleo
de tanque (°API) y del gas de solución () con presión. Esta suposición es
aceptable hasta presiones de1000 lpca. A presiones inferiores, el gas liberado
es muy rico y parte de él se condensa en superficie, incrementando la
gravedad API del 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)
59
(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:
Rs = 1035 PCN/BN
qo = 636 BN/D
Yg = 0.934(aire=1)
ºAPI = 35.7º
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
60
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
Bob= 0,9759 + 1,2 *10*1249,81*10
Bob = 1.6 BY/BN
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:
61
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 = C1γgcP * EXP[C3 (API/ T + 460)]
De acuerdo a la gravedad ºAPI, se tienen las siguientes
constantes:
Constantes ºAPI 30º ºAPI > 30º
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)
62
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*10 API * Ts * log(Ps/114.7)]
Donde:
γgs = gravedad especifica del gas separado a Ps yTs
Ps y Ts = presión y temperatura del separador, lpca y ºF
10.2.2.- Factor volumétrico del petróleo
Para crudos saturados ( P Pb ). Vásquez y Beggs obtuvieron la siguiente correlación:
Bo= 1 + C1*Rs + C2(T – 60)(ºAPI/γgc*100) + C3*Rs(T - 60)ºAPI/γgc
Constantes ºAPI 30º ºAPI > 30º
C1 4.667*10 4.670*10
C2 1.751*10 1.100*10
C3 -1.811*10 1.337*10
63
Ejemplo : repetir el ejemplo anterior usando las correlaciones de
Vásquez y Beggs
Solución: suponer γgc = 0.934 ; para API = 35.7
C1 = 0.0178
C2 = 1.178
C3 =23.9310
Pb= 3230.5 lpca
Aplicando la ecuación:
Bo= 1 + C1*Rs + C2( T – 60)(ºAPI/γgc*100) + C3*Rs(T - 60)ºAPI/γgc
Bo=1+(4.667*10 *1035)+(1100*10 *70*35.7/0.934)+
(1.337*10 *1035*70*35.7/0.934)
Bo= 1 + 0.4833 + 0.0294 + 0.0037
Bo= 1.52 BY/B
Prueba PVT Vásquez y Beggs % Error
Pb, lpca 3600 3230 10.3
Bob, BY/BN 1.636 1.52 7.1
64
10.3.- CORRELACIÓN DE CORPOVEN- TOTAL
La total compañía Francesa de petróleo desarrollo para Corpoven, S.A. correlaciones empíricas para estimar propiedades PVT de los crudos negros del Oriente de Venezuela. Para este fin se utilizaron 336 análisis PVT disponibles en el año 1983. Las correlaciones de Pb y Rsb fueron obtenidas partiendo de la forma general de las correlaciones de Standing; y la de Bob partiendo de la correlación de Vásquez y beggs.
10.3.1.- Presión de burbujeo
Esta correlación tiene la siguiente forma general.
Pb= A Rsb B X 10Y (Ec. 12)
γg
Y = (C*T) – (D*API) (Ec. 13)
El significado de las variables con sus unidades es similar al de las
correlaciones anteriores.
Los valores de las constantes A,B,C y D están dadas en la tabla de
acuerdo a la gravedad ºAPI del crudo. Como se ilustra en el anexo # 2, un
estudio estadístico elaborado por la total muestra que el 86.5% de 272
valores calculados con la ecuación de Pb citada anteriormente presentan un
error menor de 20% en relación con los valores experimentales.
10.3.2. - Relación gas-petróleo en solución
Con la misma data del laboratorio usada en el desarrollo de las ec. Pb
y Y citadas anteriormente, la total obtuvo una correlación independiente para
calcular Rsb que se presenta a continuación:
Rsb = Yg Pb x 10y H (EC. 14)
E
Y= (F*API) - (G*T). (EC. 15)
65
Las constantes E,F,G y H están dadas en la tabla siguiente de acuerdo
a la gravedad API de los crudos. Los valores de Rs calculados con sus
respectivas ecuaciones (anteriores) sirven para hallar la variación de Rs con
O por debajo de la presión de burbujeo, haciendo las mismas consideraciones
hechas en el resto de las ecuaciones.
Valores de las constantes de las ecuaciones 12 al 15.
CONSTANTE °API< 10 10 < °API < 35 35 < °API < 45
A 12.847 252.755 2.164.711B 0.9636 0.7617 0.6922C 0.000993 0.000835 0D 0.03417 0.011292 .02314E 122.651 150.057 112.925F 0.030405 0.152 0.0248G 0 4484 X 10-4 H 0.9699 1.095 1.129
10.3.3. – Factor Volumétrico del Petróleo.
Para todo rango de gravedad API de los análisis PVT disponibles, la
total obtuvo la siguiente correlación para estimar Bob:
Bob= 1.022+4.857x10 Rsb-2.0009x10 (T-60)(API/γg)
(T-60)(API/γg)+17.569x10 (T-60)(API/γg)Rb. (EC. 16)
Las unidades variables de esta ecuación son iguales a las de la EC 11
Las figuras (Anexos 2 y 3) muestra la frecuencia acumulada (%)
versus el error menor que (%) para esta correlación. Al comparar las figuras
se puede observar que se obtuvieron menores errores con la correlación de
Bob que con la de Pb. La correlación anterior puede ser utilizada para estimar
valores de Bo a presiones de saturación inferiores a la de burbujeo. En este
caso se debe usar Rs a la presión deseada en vez de Rsb. Además se debe
tener en cuenta la variación de γg y API a presiones inferiores a 1000 lpca.
66
Ejemplo: Repetir el ejemplo 1 usando las correlaciones Corpoven -Total.
Solución: De la tabla (crudo de 35.7 API):
A = 216.4711; B = 0.6922
C = -0.000427; D = 0.02314
Aplicando las ECS 12 y 13 se obtiene Pb:
Y= -0.000427 x130 – 0.02314 x35.7
Y= -0.8816
Pb= 216.4711 5103 x 10
0.934
Pb = 3640.3
De la EC. 16:
Bob =1.022+4.853*10-4*1035-2.0009*10-6*(130-60)*(35.7/0.934)
+ 15.569*10-9*(35.7/0.934)*1035*(130-60).
Bob = 1.57 (BY/BN)
PRUEBAS PVT CORPOVEN-TOTAL
%ERROR
Pb, lpca 3600 3640.3 1.1
Bob, BY/BN 1636 1.57 4.0
67
CONCLUSION.
Las Pruebas PVT son un instrumento de referencia antes de comenzar a perforar el pozo, ya que permiten determinar el comportamiento del yacimiento y las condiciones de este por medio de una muestra estudiada en el laboratorio.
Al momento de tomar la muestra es fundamental realizar previamente un acondicionamiento adecuado del pozo y que las propiedades de los fluidos medidos en función de la presión sean consistentes. Los análisis de los fluidos a distinta presiones y temperaturas pueden tomarse en el fondo del pozo o en la superficie. En ambos casos se requiere que estas pruebas sean validas. Para ello es necesario cumplir con ciertos procedimientos que garanticen la veracidad de los resultados, y así evitar futuros inconvenientes al momento de la perforación.
Estas pruebas permiten diseñar la completación del pozo mas adecuada de acuerdo a las necesidades del mismo, así como también, saber
68
si existe suficiente hidrocarburo que justifique los cortes de perforación de nuevos pozos o el desarrollo de nuevos campos.
Es importante hacer notar que, en caso de no existir análisis PVT en un yacimiento, o los que existan no sean útiles, se puede utilizar correlaciones para determinar las propiedades usualmente obtenidas del análisis PVT; Factor volumétrico del petróleo, gas, y agua; Viscosidad del petróleo y gas; Factor de compresibilidad del petróleo y gas. En la industria existen estas correlaciones, tanto en las computadoras principales como en las microcomputadoras.
Cuando se estudia un yacimiento, los fluidos de interés fundamental para los ingenieros petroleros son: Petróleo, gas y agua. Un entendimiento completo de la composición del crudo, gas y agua; sus propiedades y comportamiento a condiciones de superficie y yacimiento, son necesarias para lograr que la misión de la ingeniería sobre la recuperación del petróleo y gas sea lo mas económico posible.
GLOSARIO DE TERMINOS.
Acuífero: formación permeable en el subsuelo a través de la cual el agua se
desplaza libremente.
Agotamiento: acción y efecto de consumirse un depósito de hidrocarburos,
conforme la producción avanza. El agotamiento es un proceso natural,
normal; en la medida que se agotan, la capacidad de producción de los
yacimientos disminuye inexorablemente.
ºAPI : siglas del American Petrolium Institute, organismo especializado entre
otras cosas, en el establecimiento de normas técnicas para la industria
petrolera.
Cabeceo: flujo intermitente de gas, petróleo o agua que se observa durante
las pruebas para la determinación de un pozo o durante trabajos de
rehabilitación del mismo. El flujo intermitente se debe a obstrucciones en la
periferia del hoyo, o a la poca presión o volumen del líquido que descarga la
formación productora hacia el hoyo.
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Factor volumétrico del gas (Bg): es el factor que representa el volumen
del gas libre, a presión y temperatura del yacimiento, por unidad volumétrica
del gas libre a condiciones normales. Sus unidades son barriles de yacimiento
( By) por (Bn)
Factor Volumétrico del Petróleo (Bo): Es un factor que representa el
volumen de petróleo saturado con gas, a la presión y temperatura del
yacimiento, por unidad volumétrica del petróleo a condiciones normales. Sus
unidades son (By) por (Bn).
Fluido Inmiscible: Son fluidos que no pueden mezclarse entre si.
Fluido Miscible: Son fluidos que se pueden mezclar entre sí.
Gas Asociado: Hidrocarburos gaseosos que ocurren como gas libre en un
yacimiento a condiciones iniciales, en contacto con petróleo crudo
comercialmente explotable.
Gas Disuelto en Solución: Hidrocarburos gaseosos que ocurren en solución
con petróleo.
Compresibilidad de los Poros: Cambio en el volumen poroso de la roca
por unidad de volumen total (cambio fraccional en volumen) por lpc de
presión diferencial.
Correlación: Correspondencia ò relación reciproca entre dos ò más series de
elementos, para obtener datos de interés para las operaciones petroleras
tales como estudios geológicos, geofísicos- petrofísicos, de producción y
otros.
Cromatografía: Proceso para la selección de componentes de mezclas ò
solución de gases, líquidos o sólidos mediante absorción de dichas
sustancias.
Crudo: Petróleo sin refinar.
Drenaje: Es cuando la saturación de la fase mojante esta disminuyendo.
En Sitio: Dicese del petróleo tal como ocurre en el subsuelo, en los
yacimientos.70
Estabilización: Proceso de separación de las fracciones ligeras del petróleo
o de la gasolina para reducir la presión de vapor.
Gas Libre: Cuando determinada cantidad de gas se introduce en un
yacimiento de petróleo, cierta cantidad puede entrar en solución en un
petróleo y cierta cantidad permanece con gas. El gas que existe como tal en
el yacimiento se denomina gas libre.
Gas Seco: Gas residual proveniente de la refinación del gas natural
húmedo. Su composición varia de acuerdo con el proceso de refinación, pero
básicamente esta constituido por metano y etano.
Hidrocarburos: Compuesto formado por dos elementos, hidrógeno y
oxigeno.
Muestreo: Proceso esporádico, intermitente o continuo; que consiste en
tomar muestras de un todo, para analizar sus constituyentes específicos y
determinantes; su composición general o sus alteraciones.
Petróleo a condiciones de tanque: Sinónimamente se emplean los
términos petróleo a condiciones normales y petróleo fiscal.
Pozo: Hoyo que se perfora para buscar o poner a producir hidrocarburos.
Presión de burbujeo: Presión del sistema en el punto de burbujeo.
Presión de rocío: Presión de un sistema en el punto de roció.
Presión de saturación: Presión en la cual el líquido (petróleo) y vapor (gas)
están en equilibrio.
Presión diferencial: Diferencia entre la presión existente en el limite
exterior del pozo y la presión de fondo de producción del mismo.
Punto de burbujeo: Estado en equilibrio de un sistema compuesto por
petróleo, crudo y gas, en el cual el petróleo ocupa prácticamente todo el
sistema excepto una cantidad infinitesimal de gas.
Punto de rocío: Estado en equilibrio de un sistema compuesto por petróleo
y gas, en el cual el gas ocupa prácticamente todo el sistema excepto una
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cantidad infinitesimal de petróleo.
Presión de yacimiento: Es la que induce al movimiento del petróleo, desde
los confines del yacimiento hacia los pozos y desde el fondo de estos a la
superficie.
Razón gas –petróleo (RGP): Es el resultado de dividir una cantidad de gas
a condiciones normales por determinada cantidad de petróleo, también a
condiciones normales.
Saturación del gas: Es la fracción del espacio poroso en el yacimiento
ocupado por el gas libre.
Separador: Receptáculo bajo presión en las estaciones de flujo; en el cual se
recupera el gas natural asociado que se saco de los yacimientos junto con el
petróleo crudo.
Solubilidad del gas: Cantidad de gas que se encuentra en un petróleo o
crudo a determinadas condiciones de presión y temperatura. Sus unidades
son PCN/BN.
Tanque: Deposito cilíndrico de cierto tamaño, usado para almacenar
petróleo o productos.
Viscosidad: Propiedad del fluido mediante el cual se ofrece resistencia al
movimiento.
Volumen especifico: Volumen por unidad de peso.
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BIBLIOGRAFIA.
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PVT. Htto://www.inlab.com.ar/uso_pvt.htm.
MANUCCI, Jesús. Caracterización Física de los Yacimientos. (CIED)
MARTINEZ, Aníbal R. Diccionario de petróleo de Venezuela. Editorial
CEC-Caracas.
Mottola, Fabiola. Octubre 2001. Guía Análisis PVT.
PDVSA – CEPET, Octubre 1993. Seguimiento a Yacimiento.
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