pvt course chapt three(wed)

DIA 3:

DIA 3: PRUEBAS DE CONSISTENCIA DE DATOS EXPERIMENTALES:

1. METODO DE VALORES K

2. OTROS PROCEDIMIENTOS

3. ANALISIS DE ESTUDIOS PVT COMPOSICIONALES EN

YACIMIENTOS DE LA REGION SUR

Pruebas de Consistencia (Validación) de un Experimento CVD(Gas y Condensado):

Consistencia

Whitson and Torp (1983): Este método aplica unBALANCE DE MASA para determinar la tendenciaY patrones de las composiciones y conetantes deEquilibrio Ki=yi/xi de los componentes de G&C

Hoffman et al. (1953): Se recurre a la linealidaddel producto Ki x P (aproximación de Solucuón Ideal)para determinar la consistencia de los experimentos(deben de dar lineas rectas).

FluidoOriginal(% mol)

Fase Gas en Equilibrio (% mol)Fase

Líquida(% mol)

Presión de Agotamiento (kg/cm2)316 250 200 150 100 50 50

NN22 (Nitr(Nitróógeno)geno) 0.4060.406 0.5450.545 0.5580.558 0.5620.562 0.5460.546 0.5060.506 0.2590.259

HH22S (S (ÁÁcido Sulfhcido Sulfhíídrico)drico) 3.2533.253 3.9203.920 4.0874.087 4.2054.205 4.2664.266 4.0024.002 1.5191.519

COCO22 (Bi(Bióóxido de Carbono)xido de Carbono) 2.8322.832 2.2692.269 2.2252.225 2.6452.645 3.0753.075 3.4093.409 2.8952.895

CC11 (Metano) (Metano) 43.01243.012 60.83760.837 62.74362.743 62.29762.297 60.64260.642 56.06556.065 25.05725.057

CC22 (Etano)(Etano) 14.50814.508 14.46814.468 14.63714.637 15.29315.293 16.10516.105 18.28018.280 13.32113.321

CC33 (Propano)(Propano) 7.5427.542 6.8816.881 6.7666.766 7.0027.002 7.4787.478 8.8238.823 12.60012.600

iCiC44 (Is(Isóómero Butano) mero Butano) 1.5501.550 1.3651.365 1.1961.196 1.1741.174 1.1531.153 1.1011.101 2.5572.557

nCnC44 (Butano normal) (Butano normal) 3.3253.325 2.8312.831 2.6012.601 2.4952.495 2.5502.550 2.7502.750 6.1906.190

iCiC55 (Is(Isóómero Pentano) mero Pentano) 1.3021.302 1.0501.050 0.8500.850 0.7770.777 0.7500.750 0.9000.900 1.0251.025

CC55 (Butano Pentano)(Butano Pentano) 1.4901.490 1.2001.200 1.0311.031 0.9440.944 0.9250.925 1.0811.081 1.3931.393

CC66 ((HexanoHexano)) 2.2262.226 1.6701.670 1.4001.400 1.2461.246 1.2201.220 1.4831.483 2.6142.614

CC77+ (+ (HeptanoHeptano y my máás pesados )s pesados ) 118.554118.554 2.9642.964 1.9061.906 1.3601.360 1.2901.290 1.6001.600 30.57030.570

TotalTotal 100.000100.000 100.000100.000 100.000100.000 100.000100.000 100.000100.000 100.000100.000 100.000100.000Peso Molecular CPeso Molecular C77+ (+ (MwMw) ) 200.0200.0 125.0125.0 123.0123.0 116.0116.0 120.0120.0 112.0112.0 206.0206.0Densidad CDensidad C77+ (+ (SSgg) () (grgr//cccc)) 0.84390.8439 0.74770.7477 0.74490.7449 0.73490.7349 0.74060.7406 0.72890.7289 0.85170.8517Factor de DesviaciFactor de Desviacióón Gas (Z) n Gas (Z) ((adimadim)) 0.00000.0000 0.85410.8541 0.83720.8372 0.83600.8360 0.85910.8591 0.90920.9092

ProducciProduccióón acum. n acum. Gas (Gas (GGprodprod) (% ) (% molmol)) 0.000.00 15.4715.47 30.8630.86 48.4948.49 66.1266.12 83.5183.51

Volumen Relativo LVolumen Relativo Lííquido (Squido (SLL) (%)) (%) 100.00100.00 75.0875.08 67.1267.12 61.7461.74 57.8457.84 52.0452.04

Componente

DATOS TIPICOS DE UN EXPERIMENTO CVD

(a) Método de Whitson y Torp (1983):

Balance de materia para calcular la composición de líquido y poder determinar las relaciones de equilibrio (Valores K).

El balance molar es :

∑=

Δ−=k

ipitk nn

21

∑=

Δ−=k

ijipijjktk ynzzn

21

ntk = nlk + nvk

ntk zjk = nlk xjk + nvk yjkAsumiendo una mol de fluido inicial, las moles en la etapa (k) son las moles iniciales menos las moles acumuladas de vapor producidas:

Mismo balance de materia aplicado a términos de cada componente:

El volumen de celda para gas y condensado se calcula de esta manera d

dc p

RTZV =

b

bc

MVρ

=

RTZVpn

k

vkkvk =

VLk = SLk Vc

Vvk = ( 1 - Slk ) Vc

Y para aceite volátil:

Conocido SLk del experimento, el volumen de líquido será:

De un balance de volumen:

Las moles de vapor para cadaetapa de presión queda:

nvknynzn

xtk

jkvkjktkjk −

−=

jk

jkjk x

yK =

La composición del líquido es entonces:

Las relaciones de equilibrio se calculan como:

Método de Whitson-Torp (1983), cont’d:

La masa de vapor será:

∑=

Δ−=k

ipistk MvinMm

2

Mvk = nvk mvk

mtk = mlk + mvkPara calcular las propiedades físicas de gas y líquido se utiliza un balance de masa:

La masa total en la etapa k es igual a la masa inicial menos la masa acumulada de gas producida de la celda:

El peso molecular promedio del componente C7+ del sistema de dos fases

Lk

vkvktkLk n

nMmM •−=

+

−

=+

∑−=

7

1

17

k

N

ikiiLk

Lk x

xMMM

+

+++++ +

+=77

77777 ynxn

MynMxnMvkkLk

vkkvkLkkLk

Resolviendo para el peso molecular del líquido se tendrá:

Con la regla de mezclado de Kay el peso molecular de la fracción C7

+ es como sigue :

Método de Whitson-Torp (1983), cont’d:

Método de Hoffman et al. (1953):

Método de Hoffman et al. (1953), cont’d

Criterio de Hoffman

Datos Psep Proc P1 P2 P3 P4 P5Presión psia 314.7 4014.7 3514.7 2914.7 2114.7 1314.7 619.7Temperatura °R 522 646 646 646 646 646 646Propiedades del C7+PM lbmol/lb 143 143 138 128 116 111 110SpGr 0.795 0.7950 0.7900 0.7800 0.7670 0.7620 0.7610ρ lb/gal 6.62235 6.6224 6.5807 6.4974 6.3891 6.3475 6.3391API 46.6 46.4874 47.6139 49.9103 52.9850 54.1955 54.4396

Componente xi yi Ki Tbi (°R) Pci (psia) Tci (°R) bi log (Ki * P) bi [1/Tbi - 1/T]CO2 - 0.0022 -

N2 - 0.0016 -

C1 0.0778 0.7531 9.6799 201.2700 666.4000 343.3300 805.7287 3.4838 2.4597

C2 0.1002 0.1508 1.5050 332.5100 706.5000 549.9200 1414.4830 2.6754 1.5442

C3 0.1508 0.0668 0.4430 416.5500 616.0000 666.0600 1803.9060 2.1443 0.8748

i-C4 0.0277 0.0052 0.1877 470.7800 527.9000 734.4600 2039.4112 1.7714 0.4251

n-C4 0.1139 0.0144 0.1264 491.0800 550.6000 765.6200 2154.9234 1.5997 0.2599

i-C5 0.0352 0.0018 0.0511 542.2000 490.4000 829.1000 2386.7243 1.2066 -0.1703

n-C5 0.0650 0.0024 0.0369 556.9200 488.6000 845.8000 2481.1546 1.0652 -0.2980

C6 0.0861 0.0011 0.0128 615.7200 436.0000 913.6000 2780.0699 0.6043 -0.8107

C7+ 0.3433 0.0006 0.0017 815.8193 360.0903 1136.1155 4019.7254 -0.2596 -2.7734

Total 1.0000 1.0000 1.0000

Componente xi yi Ki Tbi (°R) Pci (psia) Tci (°R) bi log (Ki * P) bi [1/Tbi - 1/T]CO2 0.0018 0.0018 -

N2 0.0013 0.0013 -

C1 0.1318 0.6310 4.7876 201.2700 666.4000 343.3300 805.7287 4.2260 2.7560

C2 0.0812 0.1427 1.7573 332.5100 706.5000 549.9200 1414.4830 3.7907 2.0644

C3 0.1259 0.0825 0.6552 416.5500 616.0000 666.0600 1803.9060 3.3623 1.5382

i-C4 0.0344 0.0091 0.2644 470.7800 527.9000 734.4600 2039.4112 2.9681 1.1750

n-C4 0.0521 0.0340 0.6528 491.0800 550.6000 765.6200 2154.9234 3.3606 1.0523

i-C5 0.0267 0.0086 0.3223 542.2000 490.4000 829.1000 2386.7243 3.0541 0.7073

n-C5 0.0574 0.0140 0.2439 556.9200 488.6000 845.8000 2481.1546 2.9330 0.6143

C6 0.0847 0.0160 0.1888 615.7200 436.0000 913.6000 2780.0699 2.8220 0.2116

C7+ 0.4027 0.0590 0.1465 800.3643 368.3838 1124.5249 3884.2674 2.7118 -1.1597

Total 1.0000 1.0000 1.0000

P sep

P1


N2 0.0008 0.0014 -

C1 0.4503 0.6521 1.4480 201.2700 666.4000 343.3300 805.7287 3.6254 2.7560

C2 0.1405 0.1410 1.0039 332.5100 706.5000 549.9200 1414.4830 3.4663 2.0644

C3 0.0967 0.0810 0.8381 416.5500 616.0000 666.0600 1803.9060 3.3879 1.5382

i-C4 0.0114 0.0095 0.8318 470.7800 527.9000 734.4600 2039.4112 3.3846 1.1750

n-C4 0.0482 0.0316 0.6562 491.0800 550.6000 765.6200 2154.9234 3.2816 1.0523

i-C5 0.0125 0.0084 0.6710 542.2000 490.4000 829.1000 2386.7243 3.2913 0.7073

n-C5 0.0216 0.0139 0.6425 556.9200 488.6000 845.8000 2481.1546 3.2724 0.6143

C6 0.0311 0.0152 0.4891 615.7200 436.0000 913.6000 2780.0699 3.1540 0.2116

C7+ 0.1851 0.0441 0.2382 768.8678 386.7430 1099.5439 3630.6290 2.8416 -0.8981

Total 1.0000 1.0000 1.0000


N2 0.0006 0.0015 -

C1 0.3222 0.6979 2.1661 201.2700 666.4000 343.3300 805.7287 3.6609 2.7560

C2 0.1399 0.1412 1.0097 332.5100 706.5000 549.9200 1414.4830 3.3294 2.0644

C3 0.1125 0.0757 0.6729 416.5500 616.0000 666.0600 1803.9060 3.1532 1.5382

i-C4 0.0159 0.0081 0.5094 470.7800 527.9000 734.4600 2039.4112 3.0323 1.1750

n-C4 0.0612 0.0271 0.4429 491.0800 550.6000 765.6200 2154.9234 2.9716 1.0523

i-C5 0.0177 0.0067 0.3781 542.2000 490.4000 829.1000 2386.7243 2.9028 0.7073

n-C5 0.0348 0.0097 0.2786 556.9200 488.6000 845.8000 2481.1546 2.7702 0.6143

C6 0.0455 0.0103 0.2262 615.7200 436.0000 913.6000 2780.0699 2.6797 0.2116

C7+ 0.2479 0.0200 0.0807 729.4690 412.1711 1064.1467 3357.9801 2.2320 -0.5948

Total 1.0000 1.0000 1.0000


N2 0.0003 0.0015 -

C1 0.1969 0.7077 3.5937 201.2700 666.4000 343.3300 805.7287 3.6744 2.7560

C2 0.1232 0.1463 1.1878 332.5100 706.5000 549.9200 1414.4830 3.1936 2.0644

C3 0.1166 0.0773 0.6631 416.5500 616.0000 666.0600 1803.9060 2.9404 1.5382

i-C4 0.0185 0.0079 0.4272 470.7800 527.9000 734.4600 2039.4112 2.7495 1.1750

n-C4 0.0735 0.0259 0.3522 491.0800 550.6000 765.6200 2154.9234 2.6656 1.0523

i-C5 0.0243 0.0055 0.2261 542.2000 490.4000 829.1000 2386.7243 2.4732 0.7073

n-C5 0.0462 0.0081 0.1753 556.9200 488.6000 845.8000 2481.1546 2.3625 0.6143

C6 0.0640 0.0073 0.1141 615.7200 436.0000 913.6000 2780.0699 2.1762 0.2116

C7+ 0.3350 0.0106 0.0316 712.8191 424.9187 1047.4000 3260.1494 1.6191 -0.4731

Total 1.0000 1.0000 1.0000


N2 0.0002 0.0014 -

C1 0.1129 0.6659 5.8989 201.2700 666.4000 343.3300 805.7287 3.5630 2.7560

C2 0.0736 0.1606 2.1811 332.5100 706.5000 549.9200 1414.4830 3.1309 2.0644

C3 0.0931 0.0911 0.9782 416.5500 616.0000 666.0600 1803.9060 2.7826 1.5382

i-C4 0.0165 0.0101 0.6133 470.7800 527.9000 734.4600 2039.4112 2.5798 1.1750

n-C4 0.0721 0.0331 0.4594 491.0800 550.6000 765.6200 2154.9234 2.4543 1.0523

i-C5 0.0281 0.0068 0.2420 542.2000 490.4000 829.1000 2386.7243 2.1760 0.7073

n-C5 0.0554 0.0102 0.1842 556.9200 488.6000 845.8000 2481.1546 2.0575 0.6143

C6 0.0844 0.0080 0.0948 615.7200 436.0000 913.6000 2780.0699 1.7689 0.2116

C7+ 0.4631 0.0107 0.0231 709.4565 427.6328 1043.8288 3241.8481 1.1559 -0.4489

Total 1.0000 1.0000 1.0000

P4

P5

P2

P3

-4.0

-3.0

-2.0

-1.0

0.0

1.0

2.0

3.0

-0.5 0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 4.0

bi [1/Tbi - 1/T]

log

(Ki*P

)

Serie1

Lineal (Serie1)

-1.5

-1.0

-0.5

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

3.0

1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 4.0 4.5bi [i/Tbi - 1/T]

log

(Ki *

P)

P1

P2

P3

P4

P5

-1.5

-1.0

-0.5

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

3.0

3.5

1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 4.0 4.5bi [i/Tbi - 1/T]

log

(Ki *

P)

P1

P2

P3

P4

P5

Lineal (P5)

Lineal (P4)

Lineal (P3)

Lineal (P1)

Lineal (P2)

NOTA: LOS METODOS DE WHITSON Y TORP Y HOFFMANSON COMPLEMENTARIOS

ANALISIS DE ESTUDIOS PVT COMPOSICIONALES EN YACIMIENTOS DE LA REGION SUR*

* Rafael Perez Herrera y E. Flamenco, Activo Samaria-Luna, PEP-Rrgión Sur, 2006

ContenidoContenido

ObjetivoObjetivo

AntecedentesAntecedentes

Validación de estudios PVTValidación de estudios PVT

Ajuste con ecuaciones de estadoAjuste con ecuaciones de estado

Correlación y variación composicionalCorrelación y variación composicional

ConclusionesConclusiones

ObjetivoObjetivo

Dar a conocer la importancia que tiene la Dar a conocer la importancia que tiene la supervisión adecuada durante la elaboración de supervisión adecuada durante la elaboración de los estudios PVT.los estudios PVT.

Establecer posibles correlaciones entre los Establecer posibles correlaciones entre los

fluidos producidos en la Región Sur.fluidos producidos en la Región Sur.

Clasificación de Aceites producidos en la Región Sur de PEMEXClasificación de Aceites producidos en la Región Sur de PEMEX--Exploración y ProducciónExploración y Producción

QoQo = 495.0 = 495.0 mbpdmbpdQgQg = 1,386.0 = 1,386.0 mmpcdmmpcd

Aceite NegroAceite Negro

Aceite LigeroAceite Ligero

Aceite Aceite SuperSuper LigeroLigeroGas Gas HumedoHumedo -- SecoSeco

Gas y CondensadoGas y Condensado

Base de Datos de Estudios PVTBase de Datos de Estudios PVT

2242241361368888TotalTotal

110011Southern Petroleum Laboratories. Southern Petroleum Laboratories.

110011ERCO Petroleum Services Inc. ERCO Petroleum Services Inc.

880088Energy Laboratories. Energy Laboratories.

990099SchlumbergerSchlumberger (hoy (hoy OilphaseOilphase--DBR) DBR)

3030003030CoreCore LaboratoriesLaboratories Inc. Inc.

3636363600Laboratorio de PEP. Villahermosa.Laboratorio de PEP. Villahermosa.

696933333636Instituto Mexicano del PetrInstituto Mexicano del Petróóleo. leo.

7070676733Laboratorio de PEP. Poza Rica.Laboratorio de PEP. Poza Rica.

TotalTotalBlackBlack OilOilComposicionalComposicionalLaboratorio Laboratorio

(1) (1) A.EA.E. . HoffmannHoffmann, J. S. , J. S. CrumpCrump, C. R. , C. R. FocottFocott. “. “Equilibrium Constants for a Equilibrium Constants for a

Gas Gas -- Condensate System”. SPE Vol 198, 1953.Condensate System”. SPE Vol 198, 1953.

(2) (2) F.O. F.O. ReudelhuberReudelhuber, R.F. Hinds, R.F. Hinds. “A compositional Material Balance . “A compositional Material Balance

Method for Prediction of Recovery from Volatile Oil Depletion DrMethod for Prediction of Recovery from Volatile Oil Depletion Drive ive

Reservoirs”. SPE, Vol. 210. 1957.Reservoirs”. SPE, Vol. 210. 1957.

(3) (3) J.L. J.L. BashbushBashbush. “A Method to Determine K. “A Method to Determine K--Values from Laboratory Data Values from Laboratory Data

and Its Applications”. SPE. 1981.and Its Applications”. SPE. 1981.

(4) (4) C.H. Whitson, C.H. Whitson, S.B.TorpS.B.Torp. “Evaluating Constant. “Evaluating Constant--Volume Depletion Data”. Volume Depletion Data”.

SPE. 1983.SPE. 1983.

Metodologías de ValidaciónMetodologías de Validación

4400

4600

4800

5000

5200

5400

5600130 140 150 160 170 180 190

TEMPERATURA (ºC)

PRO

FUN

DID

AD

(m.b

.n.m

)

PVT 1

PVT 3

PVT 5

PVT 14

PVT 121

T = 0.00743798845 (PROF) + 119.608962

GT= 0.00743799 ºC/mGT= 0.00408182 ºF/ft

5000

5200

5400

5600

5800

6000

6200120 130 140 150 160 170 180

TEMPERATURA (ºC)

PRO

FUN

DID

AD

(m.b

.n.m

)

PVT J-3

PVT J-14

PVT J-25

PVT J-26

PVT J-32

PVT J-42

PVT J-58

PVT J-67

PVT J-42D

PVT T-129

PVT T-444

PVT T-101B

GT= 0.02072227 ºC/mGT= 0.01137198 ºF/ft

Temperatura ExperimentalTemperatura Experimental

Experimento de Agotamiento a Volumen ConstanteExperimento de Agotamiento a Volumen ConstanteFluido

Original(% mol)

Fase Gas en Equilibrio (% mol)Fase

Líquida(% mol)

Presión de Agotamiento (kg/cm2)316 250 200 150 100 50 50

NN22 (Nitr(Nitróógeno)geno) 0.4060.406 0.5450.545 0.5580.558 0.5620.562 0.5460.546 0.5060.506 0.2590.259

HH22S (S (ÁÁcido Sulfhcido Sulfhíídrico)drico) 3.2533.253 3.9203.920 4.0874.087 4.2054.205 4.2664.266 4.0024.002 1.5191.519

COCO22 (Bi(Bióóxido de Carbono)xido de Carbono) 2.8322.832 2.2692.269 2.2252.225 2.6452.645 3.0753.075 3.4093.409 2.8952.895

CC11 (Metano) (Metano) 43.01243.012 60.83760.837 62.74362.743 62.29762.297 60.64260.642 56.06556.065 25.05725.057

CC22 (Etano)(Etano) 14.50814.508 14.46814.468 14.63714.637 15.29315.293 16.10516.105 18.28018.280 13.32113.321

CC33 (Propano)(Propano) 7.5427.542 6.8816.881 6.7666.766 7.0027.002 7.4787.478 8.8238.823 12.60012.600

iCiC44 (Is(Isóómero Butano) mero Butano) 1.5501.550 1.3651.365 1.1961.196 1.1741.174 1.1531.153 1.1011.101 2.5572.557

nCnC44 (Butano normal) (Butano normal) 3.3253.325 2.8312.831 2.6012.601 2.4952.495 2.5502.550 2.7502.750 6.1906.190

iCiC55 (Is(Isóómero Pentano) mero Pentano) 1.3021.302 1.0501.050 0.8500.850 0.7770.777 0.7500.750 0.9000.900 1.0251.025

CC55 (Butano Pentano)(Butano Pentano) 1.4901.490 1.2001.200 1.0311.031 0.9440.944 0.9250.925 1.0811.081 1.3931.393

CC66 ((HexanoHexano)) 2.2262.226 1.6701.670 1.4001.400 1.2461.246 1.2201.220 1.4831.483 2.6142.614

CC77+ (+ (HeptanoHeptano y my máás pesados )s pesados ) 118.554118.554 2.9642.964 1.9061.906 1.3601.360 1.2901.290 1.6001.600 30.57030.570

TotalTotal 100.000100.000 100.000100.000 100.000100.000 100.000100.000 100.000100.000 100.000100.000 100.000100.000

Peso Molecular CPeso Molecular C77+ (+ (MwMw) ) 200.0200.0 125.0125.0 123.0123.0 116.0116.0 120.0120.0 112.0112.0 206.0206.0

Densidad CDensidad C77+ (+ (SSgg) () (grgr//cccc)) 0.84390.8439 0.74770.7477 0.74490.7449 0.73490.7349 0.74060.7406 0.72890.7289 0.85170.8517

Factor de DesviaciFactor de Desviacióón Gas (Z) (n Gas (Z) (adimadim)) 0.00000.0000 0.85410.8541 0.83720.8372 0.83600.8360 0.85910.8591 0.90920.9092

ProducciProduccióón acum. n acum. Gas (Gas (GGprodprod) (% ) (% molmol)) 0.000.00 15.4715.47 30.8630.86 48.4948.49 66.1266.12 83.5183.51

Volumen Relativo LVolumen Relativo Lííquido (Squido (SLL) (%)) (%) 100.00100.00 75.0875.08 67.1267.12 61.7461.74 57.8457.84 52.0452.04

Componente

Método de Whitson-Torp

Balance de materia para calcular la composición de líquido y poder determinar las relaciones de equilibrio (Valores K).

El balance molar es :

∑=

Δ−=k

ipitk nn

21

∑=

Δ−=k

ijipijjktk ynzzn

21

ntk = nlk + nvk

ntk zjk = nlk xjk + nvk yjk

Asumiendo una mol de fluido inicial, las moles en la etapa (k) son las moles iniciales menos las moles acumuladas de vapor producidas:

Mismo balance de materia aplicado a términos de cada componente:


El volumen de celda para gas y condensado se calcula de esta manera

d

dc p

RTZV =

b

bc

MVρ

=

RTZVpn

k

vkkvk =

VLk = SLk Vc

Vvk = ( 1 - Slk ) Vc

Y para aceite volátil:

Conocido SLk del experimento, el volumen de líquido será:

De un balance de volumen:

Las moles de vapor para cadaetapa de presión queda:

nvknynzn

xtk

jkvkjktkjk −

−=

jk

jkjk x

yK =

La composición del líquido es:

Las relaciones de equilibrio se calculan como:


La masa de vapor será:

∑=

Δ−=k

ipistk MvinMm

2

mtk = mlk + mvk

Mvk = nvk mvk

Para calcular las propiedades físicas de gas y líquido se utiliza un balance de masa:

La masa total en la etapa k es igual a la masa inicial menos la masa acumulada de gas producida de la celda:

El peso molecular promedio del componente C7+ del sistema de dos fases

Lk

vkvktkLk n

nMmM •−=

+

−

=+

∑−=

7

1

17

k

N

ikiiLk

Lk x

xMMM

+

+++++ +

+=

77

77777 ynxn

MynMxnMvkkLk

vkkvkLkkLk

Resolviendo para el peso molecular del líquido se tendrá:

Con la regla de mezclado de Kay el peso molecular de la fracción C7

+ es como sigue :

Pozo Cárdenas 101 (Volátil)Pozo Cárdenas 101 (Volátil)

0.1

1.0

10.0

100.0

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000Presión (psi)

Com

posi

ción

del

Gas

(% m

ol)

N2CO2C1C2C3iC4nC4iC5nC5C6C7

0.01

0.10

1.00

10.00

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000Presión (psi)

Rel

acio

nes

de E

quili

brio

K=(

Yi/X

i)

N2H2SCO2C1C2C3iC4nC4iC5nC5C6C7

Composición de la fase vapor Composición de la fase vapor producida.producida.

Relaciones de Equilibrio (K)Relaciones de Equilibrio (K)

0.01

0.10

1.00

10.00

N2 CO2 H2S C1 C2 C3 iC4 nC4 iC5 nC5 C6 C7+Presión (psi)

Rel

acio

nes

de E

quili

brio

K=(

Yi/X

i)

CalculadoMedido

Pozo Cárdenas 101 (Volátil)Pozo Cárdenas 101 (Volátil)

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000Presión (psia)

Den

sida

d de

l Líq

uido

(gr/c

c)

CalculadoMedido

Relaciones de equilibrio última etapa de Relaciones de equilibrio última etapa de agotagot.. Densidad del líquidoDensidad del líquido

0

50

100

150

200

250

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000Presión de la Etapa de Agotamiento (psia)

Pes

o M

olec

ular

(lb/

mol

)

M liq. Calc.M liq. Med.M C7+ Calc.M C7+ med.

0.0

0.1

1.0

10.0

100.0

N2 CO2 H2S C1 C2 C3 iC4 nC4 iC5 nC5 C6 C7+

Componentes

Com

posi

ción

del

Líq

uido

en

la U

ltim

a Et

apa

(% M

ol)

Calculado

Medido

Peso molecular de líquido y CPeso molecular de líquido y C77++ fase líquido fase líquido Composición de líquido residualComposición de líquido residual

Pozo Pozo CopanóCopanó 1 (Gas y Condensado)1 (Gas y Condensado)



0.01

0.10

1.00

10.00

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000Presión (psi)

Rel

acio

nes

de E

quili

brio

K=(

Yi/X

i)

N2CO2H2SC1C2C3iC4nC4iC5nC5C6C7

0.1

1.0

10.0

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000Presión (psi)

Com

posi

ción

del

Gas

(% m

ol)


0

1

10

100


Componentes

Com

posi

ción

del

Líq

uido

en

la U

ltim

a E

tapa

(% M

ol)

Calculado

Medido

100

1000

10000

0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5Factor de Caracterización B = b(1/TB-1/T)

Pro

duct

o K

*P (p

sia)

4400.03600.02800.02000.01300.0700.0

C1

C2

C3iC4

nC4

iC5

nC5

C6

0.01

0.10

1.00

10.00

100.00


Rel

acio

nes

de E

quili

brio

K=(

Yi/X

i)

CalculadoMedido

Relaciones de equilibrio última etapa de Relaciones de equilibrio última etapa de agotagot..

Composición de líquido residualComposición de líquido residual

Pozo Pozo CopanóCopanó 1 (Gas y Condensado)1 (Gas y Condensado)p

0

40

80

120

160

200

0 1000 2000 3000 4000 5000

Presión de la Etapa de Agotamiento (psia)

Pes

o M

olec

ular

(lb/

mol

)

M liq. Calc.M liq. Med.M C7+ calc.M C7+ med.

HuffmannHuffmann KrumpKrump análisisanálisis

Peso molecular de líquido y CPeso molecular de líquido y C77++ fase líquidofase líquido

0.00

0.01

0.10

1.00

10.00

100.00

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000Presión (psi)

Rel

acio

nes

de E

quili

brio

K=(

Yi/X

i)


p

0.1

1.0

10.0

100.0

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000Presión (psi)

Rel

acio

nes

de E

quili

brio

K=(

Yi/X

i) .


Pozo Caparroso 192 (Volátil)Pozo Caparroso 192 (Volátil)



Ajuste con EDE (Cárdenas 101)Ajuste con EDE (Cárdenas 101)

Ajuste con EDE (Caparroso 192)Ajuste con EDE (Caparroso 192)

Pozo Sen 71 (Volátil)Pozo Sen 71 (Volátil)



0.1

1.0

10.0

100.0

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000Presión (psi)

Rel

acio

nes

de E

quili

brio

K=(

Yi/X

i)


0.01

0.10

1.00

10.00

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000Presión (psi)

Rel

acio

nes

de E

quili

brio

K=(

Yi/X

i)


0.01

0.10

1.00

10.00

100.00


Rel

acio

nes

de E

quili

brio

K=(

Yi/X

i)

Calculado

Medido


0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000Presión (psia)

Den

sida

d de

l Líq

uido

(gr/c

c)

CalculadoMedido

0

50

100

150

200

250

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000Presión de la Etapa de Agotamiento (psia)

Pes

o M

olec

ular

(lb/

mol

) M liq. Calc.M liq. Med.M C7+ Calc.M C7+ med.M gas Calc.M gas Med.

0.0

0.1

1.0

10.0

100.0


Componentes

Com

posi

ción

del

Líq

uido

en

la U

ltim

a E

tapa

(% M

ol)

Calculado

Medido

Relaciones de equilibrio última etapa de Relaciones de equilibrio última etapa de agotagot.. Densidad del líquidoDensidad del líquido

Peso molecular de líquido y CPeso molecular de líquido y C77++ fase líquido fase líquido Composición de líquido residualComposición de líquido residual

Saturación de líquidoSaturación de líquido


Medido Modificado100.00 100.0067.91 67.00 63.85 60.0060.63 55.5057.80 51.0054.41 47.00 50.17 42.0046.84 38.80

Medido Modificado0.00 0.00

11.62 9.50 19.29 13.0027.03 16.0038.05 22.0049.44 30.00 64.03 42.0073.35 50.00

Moles de gas recuperadasMoles de gas recuperadas

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000Presión (psia)

Den

sida

d de

l Líq

uido

(gr/c

c)

CalculadoMedido

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000Presión (psia)

Den

sida

d de

l Líq

uido

(gr/c

c)

CalculadoMedido


Saturación de líquidoSaturación de líquido

Medido Ajuste EDE Dif (%)100.00 100.00 0.067.91 71.00 4.663.85 62.78 1.760.63 57.20 5.757.80 52.10 9.954.41 48.10 11.650.17 43.78 12.746.84 40.99 12.5


0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000Presión (psia)

Den

sida

d de

l Líq

uido

(gr/c

c)

CalculadoMedido

Estudio PVT Tipo Fluido Calidad Lab Estudio PVT Tipo

Fluido Calidad Lab

SITIO GRANDE 83 AC BUE 2 JACINTO 3A GC REG 3COMOAPA 1A AC BUE 2 IRIS 2 GC REG 4CARDENAS 101 AC BUE 2 PALANGRE 1 AC REG 1COMOAPA 3 AC BUE 2 LUNA 21 GC REG 3SITIO GRANDE 61 AC BUE 2 GIRALDAS 32 GC REG 2COPANO 1 GC BUE 2 SEN 71 AC REG 3CHIAPAS 1A GC BUE 2 SEN 1 AC REG 1SEN 5 AC BUE 3 GIRALDAS 2 GC REG 2CARMITO 1 GC BUE 2 CATEDRAL 1 GC MAL 1SEN 14 GC BUE 2 JUJO 3 AC MAL 1SEN 121 GC BUE 2 JOLOTE 41 AC MAL 1SAMARIA 106 AC BUE 2 JUSPI 1 GC MAL 2ARROYO ZANAPA 1 AC BUE 2 EDEN 67 GC MAL 1CACHO LÓPEZ 2 AC BUE 2 BELLOTA 158D AC MAL 1COPANO 1 GC BUE 2 TECOMINOACAN 446 AC MAL 1COPANO 1 GC REG 2 EDEN 1 AC MAL 1JUJO 58 AC REG 1 CHINTUL 1 GC MAL 1CAPARROSO 5 AC REG 3 JUJO 26 AC MAL 1BELLOTA 126 AC REG 1 JACINTO 2 AC MAL 1BELLOTA 136 AC REG 1 COSTERO 1 GC MAL 1CARDENAS 104 AC REG 1 LUNA 32 GC MAL 3CARDENAS 122 AC REG 4 CATEDRAL 21 GC MAL 1AGAVE 41 GC REG 2 TECOMINOACAN 101B AC MAL 1FENIX 2 GC REG 2 TECOMINOACAN 444 AC MAL 1AGAVE 1B AC REG 2 CAPARROSO 192 AC MAL 1MUSPAC 1 GC REG 4 TIZON 1 GC MAL 1IRIS 1 GC REG 2 ESCUINTLE 1 AC MAL 1

N O M E N C L A T U R A :AC =Aceite Volátil 2 = Laboratorio 2 BUE = Bueno

GC =Gas y Condensado 3 = Laboratorio 3 REG = Regular1 = Laboratorio 1 4 = Laboratorio 4 MAL = Malo

Resultados de la ValidaciónResultados de la Validación

10

100

1000

10000

10 20 30 40 50 60Composición C7

+ (% mol)

RG

A (m

3 /m3 )

C7+ = 40.38149841 e-0.00189137(RGA) C7

+ = 103.56855163 e-0.00972138(RGA)

Variación del C7+ con la RGA

150 < RGA < 600

12 < C7+ < 33

ACEITE LIGERO Y SUPERLIGERO

20 < RGA < 150

C7+ > 33

ACEITE NEGRO

10

100

1000

10000

0 5 10 15 20 25 30 35

Composición C7+ (% mol)

RG

A (m

3 /m3 )

C7+ = 40.38149841 e-0.00189137(RGA)

Variación del C7+ con la RGA

150 < RGA < 600

12 < C7+ < 33

ACEITE VOLÁTIL

500 < RGA < 9000

2 < C7+ < 14

GAS Y CONDENSADO

C7+ = 15.22840699 e-0.00058376(RGA)

10

100

1000

10000

10 20 30 40 50 60 70

Composición C1 (% mol)

RG

A (m

3 /m3 )

Variación del C1 con la RGA

150 < RGA < 600

37 < C1 < 66

ACEITE VOLÁTIL

20 < RGA < 150

C1 < 35

ACEITE NEGRO

C1 = 34.85201678 e-0.00104955(RGA)C1 = 8.61959151 e-0.01248834(RGA)

10

100

1000

10000

100000

30 40 50 60 70 80 90

Composición C1 (% mol)

RG

A (m

3 /m3 )

Variación del C1 con la RGA

150 < RGA < 600

37 < C1 < 66

ACEITE VOLÁTIL

500 < RGA < 9000

63 < C1 < 88

GAS Y CONDENSADO

C1 = 34.85201678 e-0.00104955(RGA) C1 = 65.55284735 e-0.00005658(RGA)

Composición Molar

Composición Molar Típica de Yacimientos.

Composición Molar para Clasificar los Yacimientos de la Región Sur

C1 C2 - C6 C7+

Min Prom Máx Min Prom Máx Min Prom Máx

Gas y Condensado 62 75 88 10 17 24 0 7 14

Aceite Volátil 38 50 62 11 22 32 12 21 31

Aceite Negro 13 24 34 17 26 34 36 42 48

Tipo de Yacimiento

352735Aceite Negro

152160Aceite Volátil

51670Gas y Condensado

C7+C2 - C6C1Tipo de Yacimiento

Variación de Propiedades con la Profundidad

Min Max Rango Min Max Gradiente Min Max Gradiente Min Max Gradiente(m) (m) (m) (ºC) (ºC) (ºC/100 m) (gr/cc) (gr/cc) (gr/cc/100 m) (m3/m3) (m3/m3) (m3/m3/100 m)

I Samaria, Iride, Cunduacán, Oxiacaque 3962 4856 894 120 140 2.24 0.60 0.63 -0.0034 230 245 -1.68

II Jujo, Tecominoacán 5137 6100 963 137 160 2.39 0.54 0.57 -0.0031 193 212 -1.97

III Cactus, Níspero, Sitio Grande 3745 4628 883 120 139 2.15 0.52 0.56 -0.0045 285 372 -9.47

IV Bellota, Cárdenas, Mora, Chipilín, Edén, Jolote 5024 6106 1082 144 156 1.11 0.40 0.50 -0.0092 270 350 -7.39

V Caparroso, Escuintle, Pijije, Sen, Escarbado 4768 5457 689 149 173 3.48 0.38 0.42 -0.0058 450 570 -17.42

VI Chiapas, Copanó, Giraldas, Muspac, Catedral 2661 4538 1877 99 138 2.08 0.25 0.36 0.0059 720 1800 -57.54

Min Max Rango Min Max Gradiente Min Max Gradiente Min Max Gradiente(m) (m) (m) (m3/m3) (m3/m3) (m3/m3/100 m) (kg/cm2) (kg/cm2) (kg/cm2/100 m) (% mol) (% mol) (% mol/100 m)

I Samaria, Iride, Cunduacán, Oxiacaque 3962 4856 894 1.75 1.84 -0.0101 295 346 -5.70 27.0

II Jujo, Tecominoacán 5137 6100 963 1.75 1.85 -0.0104 255 261 -0.62 25.0 27.0 0.2077

III Cactus, Sitio Grande 3745 4628 883 2.10 2.25 -0.0170 291 316 -2.83 23.0 29.0 0.6795

IV Bellota, Cárdenas, Mora, Chipilín, Edén, Jolote 5024 6106 1082 2.10 2.50 -0.0370 270 295 -2.31 20.0 22.5 0.2311

V Caparroso, Escuintle, Pijije, Sen, Escarbado 4768 5457 689 2.80 3.40 -0.0871 343 367 -3.48 12.0 18.5 0.9434

VI Chiapas, Copanó, Giraldas, Muspac, Catedral 2661 4538 1877 295 450 8.26 5.0 10.0 0.2664

Relación Gas Aceite

Componente C7+

Densidad a la Presión de Sat.

Factor de Volumen del Aceite

Grupo

Grupo

Temperatura

Presión de Saturación

Campos

Campos

Profundidad

Profundidad

Variación Composicional Yacimientos de Aceite

Cáctus, Níspero, Sitio Grande

3700

3900

4100

4300

4500

4700150 250 350 450

Presión de Saturación (kg/cm2)

Prof

undi

dad

(m)

50 100 150 200

Temperatura (ºC)0 200 400 600

Rsi (m3/m3)5 15 25 35

C7+ (% Mol)

0.2 0.4 0.6 0.8

Densidad a Ps (gr/cc)0.5 1.5 2.5 3.

Bo (m3/m3)

Variación Composicional Yacimientos de G y C

Chiapas, Copanó, Giraldas, Muspac, Catedral

2500

3000

3500

4000

4500

5000150 250 350 450 550


Prof

undi

dad

(m)

50 100 150 200

Temperatura (ºC)0 1000 2000 3000

RGA (m3/m3)0 5 10 15 20

C7+ (% Mol)

0.10 0.20 0.30 0.40 0.50

Densidad a Pa (gr/cc)40 60 80 10

C1 (% Mol)

Variación de Propiedades con la Profundidad

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

6000

6500175 275 375 475


Prof

undi

dad

(m)

75 125 175

Temperatura (ºC)0 500 1000 1500 2000

Rsi (m3/m3)0 10 20 30 40

C7+ (% Mol)

0.2 0.4 0.6 0.8

Densidad a Ps (gr/cc)0.5 1.5 2.5 3

Bo (m3/m3)

El 35 % de los 54 estudios PVT composicionales analizados, presentan serias inconsistencias en los datos experimentales, debido a la falta de control de calidad de éstos por parte del laboratorio y por los usuarios dada su poca o nula participación durante el proceso experimental.

Se demostró mediante ajustes con una ecuación de estado que al haber inconsistencias en los experimentos, se generan pérdidas de tiempo durante su caracterización y se obtiene un pobre modelo PVT del fluido.

Conclusiones

Los valores de Relación Gas Aceite pueden ser usados para clasificar tipos de fluidos y estimar concentraciones molares deC1 y C7

+.

Con la finalidad de obtener estudios PVT que sean representativos de los yacimientos, se recomienda llevar a cabo un estricto control de calidad durante el muestreo de fluidos y durante el desarrollo del experimento, empleando para ello, técnicas sencillas de balance de materia para conocer la consistencia con la que el estudio está siendo elaborado.

Conclusiones

pvt course chapt three(wed)

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