ANÁLISIS PVT

5/6/2018 ANÁLISIS PVT - slidepdf.com

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ANÁLISIS PVT

El análisis PVT consiste en un conjunto de pruebas que se hacen en el laboratoriopara determinar las propiedades y su variación con la presión de los fluidos de unyacimiento 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 producciónde 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 losvolúmenes de gas y liquido separados en cada decremento de presión. Durante laspruebas el volumen y la temperatura se mantienen constantes.

Los estudios PVT están diseñados para representar el comportamiento de losfluidos de reservorio durante las etapas normales de explotación de yacimientos. Algunosprocesos que ocurren en el reservorio pueden reproducirse, con razonable

representatividad, a la escala de laboratorio, pero otros procesos sólo puedenaproximarse en forma muy simplificada. En consecuencia, resulta muy importantecomprender la representatividad de los estudios de laboratorio para los distintos tipos defluidos y para los diferentes reservorios.

Los estudios PVT se llevan a cabo con el propósito de analizar los yacimientos, ypartiendo de los resultados de estos estudios, determinar los diversos parámetros ymetodologías que se desarrollarán para poner a producir el yacimiento. El muestreo defluidos se realiza al principio de la vida productiva del yacimiento. Existen dos formas derecolectar las muestras de fluidos:

- Muestreo de fondo.

- Muestreo por recombinación superficial.



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

mencionamos antes es necesario tener una muestra representativa del fluido que seencuentra en el yacimiento, por lo tanto se tiene que obtener la muestra al inicio de laproducción de manera que esté a condiciones de temperatura y presión inicial delyacimiento. De no ser así, la muestra dejaría de ser una porción representativa del mismo,por lo que se alterarían las propiedades del fluido y por consiguiente no se obtendríanresultados valederos del comportamiento de fases del fluido en el yacimiento. El análisisde laboratorio consiste de:

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

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

instantánea de la muestra de fluido a través de varios separadores para obtener losparámetros que permiten ajustar los datos PVT de laboratorio para cotejar las condicionesdel separador de campo.

Por consiguiente se debe:

- Verificar la validez de las muestras- Hacer una comparación de los datos de campo con los datos de laboratorio- Comparar las muestras tomadas en superficie mediante recombinado de las muestrasde fondo- Realizar estudios pertinentes al fluido mediante los siguientes experimentos:

a) Agotamiento a volumen constanteb) Agotamiento diferencial(sólo realizado en aceites)c) Agotamiento a composición constanted) Estudio de separadores en etapase) Determinación de propiedades físicas como viscosidad, densidad, entre otras.

OBJETIVOS DEL ANÁLISIS PVT.



El análisis PVT tiene como objetivo simular correctamente el comportamiento deun yacimiento durante la producción del fluido, desde el yacimiento hasta los separadores,donde es fundamental que la muestra sea representativa del fluido original en elyacimiento.

Entre los objetivos del análisis PVT, se encuentran:

1. Determinar ciertos parámetros del yacimiento y condiciones actuales del pozo,para predecir el futuro comportamiento del mismo.

2. Permite estimar nuevas reservas y diseñar la competición del pozo másadecuada a las necesidades del mismo.

3. Permite saber si existe suficientes hidrocarburos que justifiquen los cortes deperforación de nuevos pozos o desarrollo de nuevos campos.

FACTORES A TOMAR EN CUENTA PARA EL ANÁLISIS DE LAS PRUEBAS PVT .

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 delgas condensado desde el yacimiento hasta los separadores. Se presentan dos tipos deseparación:

Liberación diferencial

En la liberación diferencial, en este tipo de prueba la muestra se carga en la celdaa una presión igual a la presión de burbujeo, luego se disminuye varias veces la presiónreduciendo 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 esmedido conjuntamente con el volumen de líquido que queda en la celda. Se inicia con lapresión de burbujeo y se termina la prueba cuando la presión sea la atmosférica (14.7lpca) y ya no exista gas en solución, este proceso se realiza a temperatura constantesiendo esta la temperatura del yacimiento. En este proceso se consideran las caídas depresión como cambios infinitesimales. De esta prueba se obtiene la siguiente información:el factor volumétrico del petróleo (Bo), la relación gas-petróleo (RGP), el factor dedesviación del gas (Z), la gravedad específica del gas (g), la densidad del petróleo (p),factor volumétrico del gas (Bg), la gravedad API del crudo.

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 elespacio 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 liberadomanteniendo la presión constante. Así la composición del petróleo remanente es diferentea la del original. Este procedimiento se repetirá hasta alcanzar la presión atmosférica.

FIGURA 2

Variación Presión-Volumen duranteLa Liberación Diferencial

La figura 2, muestra la variación con presión del volumen del fluido en la celda duranteuna liberación diferencial

Liberación instantánea:

V1

V2

Petróleo

Pistón

P1=Psat

V1>>Vsat

Pistón

Gas

Petróleo

P2<Psat

V2<Vsat

Salida de gas

Pistón

Gas

Petróleo

P3=P2<Psat

V3=V2<Vsat

V3

V4 Petróleo

Pistón

P4=P2<Psat

V4=V2<Vsat

Pistón

Gas

PetróleoV5

P5<P2<Psat

V5<V4<Vsat

V1

V2

Petróleo

Pistón

P1=Psat

V1>>Vsat

Pistón

Gas

Petróleo

P2<Psat

V2<Vsat

Salida de gas

Pistón

Gas

Petróleo

P3=P2<Psat

V3=V2<Vsat

V3

V4 Petróleo

Pistón

P4=P2<Psat

V4=V2<Vsat

Pistón

Gas

PetróleoV5

P5<P2<Psat

V5<V4<Vsat

V2

Petróleo

Pistón

P1=Psat

V1>>Vsat

Petróleo

Pistón

Petróleo

Pistón

Petróleo

Pistón

P1=Psat

V1>>Vsat

Pistón

Gas

Petróleo

P2<Psat

V2<Vsat

Pistón

Pistón

Gas

Petróleo

P2<Psat

V2<Vsat

Salida de gas

Pistón

Gas

Petróleo

P3=P2<Psat

V3=V2<Vsat

Pistón

Gas

Petróleo

P3=P2<Psat

V3=V2<Vsat

Pistón

Pistón

Gas

Petróleo

P3=P2<Psat

V3=V2<Vsat

V3

V4 Petróleo

Pistón

P4=P2<Psat

V4=V2<Vsat

Petróleo

Pistón

Pistón

P4=P2<Psat

V4=V2<Vsat

Pistón

Gas

Petróleo

Pistón

Pistón

Gas

PetróleoV5

P5<P2<Psat

V5<V4<Vsat



En este caso el gas permanece en contacto con el petróleo, lo que significa que lacomposición total del sistema (gas ± petróleo) permanece constante durante elagotamiento de presión.

En la liberación instantánea (flash) se simula el comportamiento del fluido en losseparadores. 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 serealizan varios decrementos de la presión hasta llegar a la presión de burbuja y se mideen cada etapa el volumen de petróleo y de gas obtenido, el gas es extraído del sistema encada etapa y es colocado en un gasómetro, instrumento que permite la lectura delvolumen de gas extraído de la celda; la presión de burbuja se manifiesta por el cambiorepentino del volumen de muestra total, ya que ocurre un gran aumento del mismo por unpequeño cambio de presión debido a la evolución del gas altamente compresible. Esteproceso se realiza en una, dos o tres etapas a diferentes presiones cada una. A partir dela 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 delpetróleo es mayor que la de burbujeo (P1> Pb). Luego el petróleo se expande a través devarias etapas. En este proceso se observa una variación de presión (P1>P2>P3...) y devolumen (V1>V2>V3...) sin cambio de masa; es decir, no se retira gas en la celda.

FIGURA 4Validación Presión-Volumen durante

la Liberación Instantánea

PET

V4

OÍV1 OIV2 OIV3 GA

PET

V5 GA

PET

V6

P1 > P2 > P3=Pb P4 > P5 > P6



La figura 4 ilustra la variación de presión del volumen ocupado por la mezcla dehidrocarburos en la celda durante la liberación instantánea.

LIBERACIÓN DE GAS EN EL YACIMIENTO Y SUPERFICIE

Y acimiento

La liberación de gas en el yacimiento depende de que la saturación de gas libre(sg) en la zona de petróleo, sea menor o 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, lacantidad de gas liberado es poca y la saturación de gas no alcanza la presión críticanecesaria para iniciar su movimiento a través de los canales porosos. En este caso el gasliberado permanece en contacto con el crudo sin ocurrir cambios de composición total delsistema en un volumen de control dado. Bajo estas condiciones, la liberación es del tipoinstantánea.

En un yacimiento se tiene saturación de gases menores que la crítica al comienzode su vida productiva ó cuando tiene asociado un acuífero muy activo que le mantiene lapresión.

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 flujomayor que la fase líquida y por lo tanto cambia la composición total del sistema en unvolumen de control dado. Bajo estas condiciones, la liberación es del tipo diferencial.

La liberación del gas en el yacimiento se considera intermedia entre la diferencialy la instantánea, aunque se acerca más a la diferencial debido a la elevada caída depresión en las zonas adyacentes a los pozos.

Superficie

En la tubería de producción, líneas de flujo y separadores las fases de gas ylíquido se mantienen en contacto, sin cambio apreciable de la composición total delsistema y en agitación permanente, lo cual permite el equilibrio entre las fases. Bajoestas condiciones, la liberación es de tipo instantánea. Cuando la separación gas ±petróleo se hace en varias etapas en cada separador ocurre liberación instantánea. Sinembargo, si se realiza la combinación de muchas etapas, la liberación se acerca al tipodiferencial.

TOMA DE MUESTRA.

El objetivo del muestreo de fluido de un yacimiento es tomar muestra de petróleoque sea representativo del flujo original del yacimiento. Por esta razón, las muestras sedeben tomar los primeros días de producción antes de que ocurra una apreciable caídade presión del yacimiento, ó al menos hasta que la presión sea mayor o igual a la deburbujeo 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 yano es posible tomar muestras representativas de petróleo original del yacimiento. Lasmuestras tomadas son solo parcialmente representativas; es decir, cuando es yacimientose encuentra saturado. Por tener éste una capa de gas libre, la muestra puederepresentar un valor mayor ó menor que la presión de burbujeo, dependiendo de si el gasque se encuentra en el yacimiento es móvil ó inmóvil.

Si la muestra se toma cuando la presión del yacimiento es menor que la presión deburbujeo (Pyac< Pb) puede ocurrir:

Si el gas libre no es móvil (Sg<Sgc), la muestra tomada presenta una composiciónmenor rica en componentes pesados que la original del yacimiento; es decir, tiene ensoluciones una cantidad menor que el petróleo original. Así la presión de burbujeomedida es menor que la presión actual del yacimiento.

Si el gas libre tiene movilidad (Sg>Sgc), la muestra tomada puede tener exceso degas y presentar una presión de burbujeo mayor que la presión actual del yacimiento, yeventualmente mayor que la presión original del yacimiento.

NÚMERO DE MUESTRAS

Cuando un yacimiento es pequeño una muestra es representativa del fluidoalmacenado en la formación.Si el yacimiento es grande ó muy heterogéneo se requiere varias muestras de diferentespozos 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 variaciónrequiere de técnicas especiales para permitir tomar muestras representativas de unintervalo dado de profundidad.

TIPOS DE MUESTREO

Esencialmente hay tres técnicas de muestreo para obtener muestras de fluidos deyacimientos para el análisis de le relación PVT. Estas técnicas se conocen comúnmentecomo:

Muestreo de fondoMuestreo de recombinación o de separador Muestreo de cabezal

Muestreo de fondo

Para realizar las muestras de fondo primero hay que reducir las tasas deproducción progresivamente, a través de cambios de reductores por un período de uno acuatro días; y segundo se debe cerrar el pozo para restaurar la presión del yacimiento. Laestabilización de presión puede observarse utilizando pruebas de presión u observando lapresión del cabezal del pozo.

P rofundidad del muestreo



El mejor lugar de muestreo es el punto más profundo en el pozo por donde pasa elfluido que viene de la formación y donde la presión no sea menor que la presión estáticadel yacimiento (presión estimada de saturación). Se debe tomar como mínimo 3 muestrasrepresentativas 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 delpozo es mayor que la presión de burbujeo del petróleo, pues en estos casos el fluido en elyacimiento se encuentra en una sola fase líquida y sería representativo del fluido delyacimiento.

El muestreo de fondo generalmente no se recomienda para yacimientos decondensado ni tampoco para los yacimientos de petróleo que estén produciendocantidades sustanciales de agua. La fase líquida presente en la tubería de un yacimientode 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 laprofundidad apropiada podría crear una situación donde la toma de muestras seríaimposible.

V entajas 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 laSuperficie.El volumen de la muestra es pequeño.El muestreado es costoso y presenta posibles problemas mecánicos.La muestra puede contaminarse con fluidos extraños.

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 muestrasde gas y petróleo son tomadas al mismo tiempo y bajo las mismas condiciones de presióny temperatura. La diferencia en tiempo no debe ser mayor de una hora, porque puedenocurrir cambios significativos en las condiciones de separación, particularmente en latemperatura.

Se debe cumplir tres condiciones para tener éxito en el muestreo deseparador:



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 establesuele 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 eltanque o en separador de prueba. Por precisión se recomienda medir la tasa de petróleoen 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 ellaboratorio 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 lasrecomendaciones que a continuación se presentan:

El mejor método para tomar la muestra de gas es el del cilindro graduado. Antesde tomar la muestra se hace vacío al cilindro y a las conexiones (como se ilustra en laFIGURA 5). Una limitación de este método es que se necesita lleva una bomba de vacíoal campo.

FIGURA 5TOMA DE MUESTRA DEGAS EN EL SEPARADOR

SEPARADOR DE

ALTA PRESIÓN

BOMBA DE VACIO

MUESTRADE GAS



Para el muestreo de líquido (Ver FIGURA 6) se recomienda el método dedesplazamiento, el cual consiste en llenar el cilindro con gas del mismo separador, conagua 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 lasconexiones que se deben hacer para el muestreo del líquido en el campo.

FIGURA 6

V entajas y desventajas del muestreo de separador:

Ventajas.Es válido para casi todos los tipos de fluidos.Recomendados para yacimientos de gas condensado.Permite tomar muestras de gran volumen.

Desventajas.Los resultados dependen de la exactitud con que se mide la RGP.Un error de 5% en la tasa de flujo produce errores del orden de 150 lpc en Pb.

Resultados erróneos cuando en el separador se tienen problemas de espuma,separación ineficiente ó nivel inadecuado de la interfaces gas-líquido.

Muestreo de Cabezal de pozo

TOMA DE MUESTRA DE

LIQUIDO EN EL SEPARADOR

BOMBA DE VACIO

DESAGUEMUESTRA DELÍQUIDO

Hg

BOMBA DE MERCURIO



Este tipo de muestreo es principalmente usado en el muestreo de pozos de gascondensado siempre que la presión del cabezal de pozo estabilizada exceda a la presiónde saturación del fluido de yacimiento, ya que en este caso el fluido se presenta en unasola fase

YACIMIENTO DONDE SE PUEDEN TOMAR LAS MUESTRAS

Yacimiento de gas condensado

Para este yacimiento donde existe un proceso de condensación de líquido en latubería y principalmente, en el fondo del pozo por la tendencia del condensador adepositarse, se recomienda en todos los casos utilizar el método de superficie.

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 pozodonde se tomara la muestra.

Con los parámetros antes mencionados se puede estimar a través decorrelaciones algunas características del yacimiento, tales como presión de burbujeo,solubilidad inicial gas-petróleo, etc., que permiten definir el estado de saturación del pozot de esta forma seleccionar el método de muestreo.

P ara yacimientos sub.-saturados. Donde la relación gas- petróleo (RGP)permanece constante, igual a la solubilidad inicial gas- petróleo, se puede el método demuestreo de fondo a cualquier fosa estabilizada, siempre que la presión fluyente semantenga mayor que la presión de burbujeo.

En yacimientos saturados Se presentan varios casos, debido a que la relacióngas-petróleo (RGP) se mantiene constante durante poco tiempo, para luego presentar uncomportamiento variado por efecto de liberación de gas y/o presencia de una capaoriginal 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 ycuando se acondicione adecuadamente. Para ello se disminuye la tasa de producciónprogresivamente, y finalmente se cierra el pozo. Durante el proceso de la tasa deproducción 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 enel fondo de ser similar al fluido inicial en el yacimiento.

b. - La muestra se puede tomar igualmente en superficie siempre que se logre que lastasas de producción bajen y que la RGP sea cercana a la inicial del yacimiento.

c. - En yacimientos saturados con determinada producción, el procedimiento depende dela RGP. Si la relación se ha mantenido igual a la original se pude tomar la muestra en lasuperficie, como en el caso de un yacimiento sub.-saturado. En caso de que la relacióngas-petróleo sea mayor que la original, es evidente que el yacimiento se encontraría endos fases y las condiciones iniciales del yacimiento no se lograran. De tomarse la muestrapara recombinar, tendría que tomarse en la superficie.



ESCOGENCIA DEL POZO PARA EL MUESTREO

Para esta escogencia se recomienda:

Un pozo nuevo con alto índice de productividad, de tal manera que la presiónalrededor 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 esteproduciendo agua se debe tener cuidado en mostrar únicamente la columna de petróleocon el pozo cerrado, ó tomar muestras en superficie 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 elpozo 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 unespesor de tal manera que se pueda evitar producir selectivamente la zona de petróleo.

ACONDICIONAMIENTO DEL POZO PARA EL MUESTREO

El objetivo de preparar un pozo para un muestreo es sustituir por desplazamientoel fluido alterado del yacimiento frente a la zona productora con fluidos provenientes departes 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 sucomposición original, por lo cual es necesario fluir al pozo a caudales bajos, tales quepermitan sustituir el fluido alterado por una muestra original.

Una vez que el pozo ha ido seleccionado debe ser preparado apropiadamentepara 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 degas y petróleo.

El pozo debe ser puesto en producción a una tasa estabilizada tan baja como seaposible. El periodo de flujo debe continuar hasta alcanzar una relación gas-petróleoestabilizada antes de tomar las muestras. Es deseable pero no siempre se consigue quebajas tasas de flujo produzcan pequeños gradientes de presión alrededor del pozo, de talmanera que al aumentar la presión de fondo fluyente, se produzca una revaporizacióntotal ó parcial del líquido acumulado en el pozo. Sin embargo, si un pozo ha estadoproduciendo 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 puedenecesitar hasta tres meses para estabilizar el pozo, dependiendo de la permeabilidad dela formación.

Si el petróleo esta inicialmente saturado ó ligeramente sub.-saturado, la presióndiferencial asociada a la tasa de producción causa liberación de gas y fluido bifásico cercadel pozo. Este problema no se puede evitar y por eso es necesario acondicionar los pozospara reducir la presión diferencial (Pyac ± Pwf).



Efectos de la reducción de la taza de producción (q) sobre la relación gas- petróleo (RG P )

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 acondicionadopara 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 haalcanzado 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 representativasdel fluido original del yacimiento.

VALIDACION DEL ANALISIS PVT

La información presentada en el estudio PVT puede estar influenciada por unaserie de eventos que pueden alterar su validez y representatividad de los fluidos de unyacimiento. 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 condicionesbajo las cuales se realizan los experimentos. En vista de esto se hace necesario realizar

un proceso de validación, a fin de determinar la representatividad de las muestras y laconsistencia de las pruebas de laboratorio.

La validación del análisis PVT se debe iniciar con una revisión minuciosa de dicharepresentatividad, a partir de los datos suministrados en el informe PVT.Los métodos que se utilizaran para la validación del análisis dependen del tipo de fluidocon el que se está trabajando (petróleo/condensado) y del tipo de muestra (fondo/superficie)

YACIMIENTO DE PETRÓLEO (LIVIANO, MEDIANO Y PESADO)

P rueba de Liberación Instantánea

De esta prueba se obtienen los volúmenes de hidrocarburos (Vh), resultantes de ladisminución de presión gradual suministrada por la celda PVT a temperatura constante.Con estos datos se calcula la presión de burbujeo y el volumen de hidrocarburo a lapresión de burbujeo, en la cual se nota un cambio dependiente en la secuencia devolúmenes de hidrocarburos contra la presión. Una vez hallada la intersección de ambasrectas se determina el Volumen de Hidrocarburo (Vh = Vo) a la Pb el cual será unavariable 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 ³Y´.La compresibilidad del petróleo Co a temperatura y a P � Pb.

Presión de burbujeo y volumen relativo.

P rueba de liberación diferencial.

En este experimento se lleva la muestra de fluido a la presión de burbujeo y a latemperatura del yacimiento. Mientras la presión va disminuyendo, la muestra se vaagitando para asegurar el equilibrio entre el gas y el líquido. Entonces, todo el gasliberado es removido a una presión constante, mientras se reduce el volumen total a solovolumen liquida en la celda.

Al gas removido se le mide el volumen (Vg) y la Gravedad Especifica. Además semide el volumen en la celda. Este proceso se repite hasta alcanzar la presión atmosférica.

Luego la temperatura es reducida hasta alcanzar los 60F, resultando un volumenremanente que será medido y se llamara: Volumen Residual de Petróleo de la liberaciónDiferencial 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 alas condiciones Standard ( cs).

La liberación diferencial apunta la siguiente información:

Gravedad específica del gas liberadoFactor 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 TBarril de petróleo a 14.7 lpca y 60 F

El factor Z se calcula por Boyle y Mariot:

Z= VgccPccTcsVgcsPcsTcc



PCY PCS

ZT P Bg 37.35

!

El factor volumétrico de formación del Gas removido (Bg) será calculado con elfactor Z de las siguientes formas dependiendo con que unidades se desea trabajar:

PCS PCY

P ZT Bg 0289.0

! PCS BY

P

ZT Bg

00504.0!

El volumen relativo total (BtD) se obtiene de la siguiente manera:

BtD =BoD + Bg (RsDb ± RsD )

Ejemplo:

P(sig) Bg (cc) Vgcs(PCN)

Vo(cc) Ge

2620 63.316

2350 4.396 0.02265 61.496 0.825

2100 4.292 0.01966 59.952 0.818

1850 4.478 0.01792 58.528 0.797

1600 4.96 0.01693 57.182 0.791

1350 5.705 0.01618 55.876 0.794

1100 6.891 0.01568 54.689 0.809

850 8.925 0.01543 53.462 0.831

600 12.814 0.01543 52.236 0.881

350 24.646 0.01717 50.771 0.988

159 50.492 0.01643 49.228 1.213

0 0.03908 42.54 2.039

Vgt= 0.21256 VR =

39,572@ 60°F

BY PCS

ZT

P Bg

4,198!



cc

cc BOD

572,39

952.59!

Vgcc: Vol de Gas a Condiciones de la celda PVT. Vgcs: Vol de Gas a Condiciones StandardVR: Volumen Residual a P y T Standard.Vqt: � Vqcs.

A continuación se hará unos cálculos referidos a una presión de 2100 psig.

Calculo del volumen relativo:

515,1

!

al bblresidau

bbl

Cálculo de la relación Gas ± petróleo en solución:

ccbbn xccresidual

PCN RS

61029,6572,39

)01966,02265,0(2151256,0

¡

l bblresidua PCN RSD 684!

Cálculo del factor volumétrico de formación del Gas:Bg = 0.0282 (0.851)(680)

(2114.7)

Bg= 0.00771

Cálculo del volumen relativo total:

¹

º

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¨!l bblresidua

PCN

bbl PC

PCN PC

l bblresidua

bbl BtD

684854

615,5

00771,0515,1

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 dealcanzar éstas condiciones, el flujo es extraído de la celda y pasado por dos etapas deseparación

Las pruebas de separadores son pruebas de liberación instantánea realizadas enun separador de laboratorio, cuyo propósito es cuantificar el efecto de las condiciones deseparación (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 esaquella 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 delyacimiento 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.La composición del gas.

La prueba del separador, es repetida con varios valores de presión (generalmentese hacen cuatro pruebas), para determinar a cual presión del separador se obtiene mayor calidad del fluido.

P rueba de viscosidad

Cuando el crudo está sub.-saturado, a medida que disminuye la presión disminuyela viscosidad, debido a la expansión que aumenta las distancias intermoleculares.En cambio cuando el crudo está saturado, una disminución de la presión produceincremento de la viscosidad del petróleo debido a la reducción del gas en solución.

En un yacimiento agotado el crudo tiene una viscosidad mayor que la que teníaoriginalmente al inicio de la explotación del yacimiento.

P osibles causas de inconsistencia del análisis

1. Composición del fluido recombinado: con frecuencia se reporta una composicióndel fluido analizado que coincide totalmente con la composición del fluido obtenidos por recombinación matemática; si por cualquier razón no corresponde a la del fluidoanalizado, la composición del fluido producido en cada etapa de agotamiento, tampoco

0 1000 2000 3000 4000 5000PRE¢ IÓN, lpcm

1.3

1.2

1.1

1.0

0.9

0.8

0.7

0.6

0.5

T= 220 OF

Q

Qo

£ UB £ ATURADO£ ATURADO



corresponderá con la reportada inicialmente. Esto e traducirá en inconsistencia en elbalance de masas.

2. Presión del punto de roció: la diferenciación de estas tres fases dentro de la celdasrequiere de un trabajo cuidadoso, especialmente cuando el fluido analizado esta lejos delpunto crítico 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 daresultados menos confiables que la información experimental.

3. Medición de volumen y composición del fluido producido en cada etapa deagotamiento: el volumen del fluido producido se mide a condiciones ambientales.Generalmente se produce condensación de líquido al disminuir la presión y la temperaturadesde las condiciones de la celda hasta las condiciones de medición, lo que obliga autilizar un artificio para convertir un líquido en vapor equivalente. Para hacer estatransformación se debe conocer la composición y las características de la fracción pesadadel líquido. El error mayor en estas determinaciones se introduce en la evaluación de lasdensidades.

LIMITACIONES DE LAS PRUEBAS DE LABORATORIO.

-La muestra de fluido tomada no representa adecuadamente la composiciónoriginal de los fluidos del yacimiento. Esto ocurre cuando la muestra se toma a presionesde 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 procesocombinado diferencial instantáneo que ocurre en el yacimiento.

-La extrapolación de resultados de laboratorio del campo debe hacerse con muchocuidado debido a que pequeños errores en las pruebas producen errores graves en loscálculos de balance de materiales, cotejo y predicción de yacimientos.

-En el muestreo de separador, pequeños errores (5%) en las tasas de petróleo ygas producen errores en la presión de burbujeo del orden de 150 lpca.

CONSISTENCIA DE LOS RESULTADOS DE UN ANÁLISIS PVT.

Los datos reportados en un análisis PVT pueden estar sujetos a errores de medidaen el laboratorio, y por esto es necesario chequear su consistencia antes de usarlo enestudios de yacimiento. El chequeo de consistencia se hace a través de las siguientespruebas:

P rueba de la linealidad de la función ³ Y´

Regularmente el informe de la prueba PVT incluye una tabla con la función ³Y´calculada de los datos de expansión a composición constante. La verificación de lafunción ³Y¶, permiten determinar la validez del análisis.Si los valores de volumen y presión han sido bien medidos durante la prueba deagotamiento isotérmico de presión en el laboratorio debe obtener una línea recta algraficar la función ³Y´ versus la presión, se debe tener en cuenta que la función ³Y´ eserrática cerca de la presión de burbujeo, por causa de dificultades en la medición depequeños cambios de volumen en el laboratorio.



En ocasiones cuando existe una cantidad importante de componentes nohidrocarburos se presenta una dispersión de los puntos, la cual aumenta cerca del puntode burbujeo y define una curvatura leve pero bien definida. Si la presión de burbujeoseñalada es superior a la real, los puntos estarán bastante por encima de la curvadefinida; si por el contrario esta subestimada los valores de ³Y´ cerca de del punto deburbujeo tenderán a disminuir bruscamente.

FIGURA 7

V (cc) P (Psig)Vr

61,030 5000 0,9639

61,435 4500 0,9703

61,866 4000 0,9771

62,341 3500 0,9846

62,866 3000 0,992962,974 2900 0,9946

63,088 2800 0,9964

63,208 2700 0,9983

63,316 2620 1,0000

63,455 2605 1,0022

63,576 2591 1,0041

64,291 2516 1,0154

65,532 2401 1,0350

67,400 2253 1,0645

69,901 2090 1,1040

73,655 1897 1,163378,676 1698 1,2426

86,224 1477 1,3618

95,050 1292 1,5012

112,715 1040 1,7802

136,908 830 2,1623

174,201 640 2,7513

235,700 472 3,7226

La figura 7 muestra la variación del volumen relativo con presión ± prueba de

liberación instantánea. Al encontrar la intersección de ambas rectas, se obtuvo la presión de burbujeo y el

volumen de hidrocarburo a la presión de burbujeo.Pb= 2620 (Puig) Vb= 63.316 (cc) (ver figura anterior)

Luego se calcula el volumen relativo dividiendo toda la secuencia de volúmenespor el valor del volumen a la presión de burbujeo Vb . Por ejemplo para la presión de 2516psig:

P

V



Volumen Relativo (Vr)= Vh/VbVolumen Relativo (Vr)= 64.291 cc /63.316 cc = 1.0154Función ³Y´.

Para determinar la validez de la Pb, se usa una relación de presión y VolumenRelativo denominada función ³Y´, la cual viene expresada de la siguiente manera:

Función ³Y´ =Pb ±P / P abs. (Vr -1) ; para P> Pb

FACTOR DE COMPRESIBILIDADLa compresibilidad de una sustancia se define como el cambio unitario de volumen conpresión a temperatura constante. En el caso del crudo tenemos:

Co=-1/Vo (�Vo/ �p)Donde:

Co = Compresibilidad del petróleo, 1/lpc.Vo = volumen.P= presión, lpc.

Usando diferencias finitas, la ecuación puede escribirse de la forma siguiente:Co?=-1/Vo (Vo1 ± Vo2 / P1-P2) = 1/Vo (Bo1 ± Bo2 /P1-P2 )Para un crudo saturado:P1=Pb P2=p (> Pb) Co = Bo ±Bob / Bob (Pb ±p )Bo1=Bob Bo2 =Bo (< Bob)

FACTOR VOLUMÉTRICO DEL PETRÓLEO, BO.

Viene dado por el volumen en barriles a presión y temperatura de yacimientoocupado 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 sobreel volumen del crudo. Regularmente Bo es mayor que 1 pero puede ser menor que 1 en elcaso de crudos con muy poco gas en solución sometidos a altas presiones y temperaturasmoderadas.Ejemplo: de una prueba PVT de laboratorio se obtuvo la siguiente información:

Intervalo de Presión Co5000-4000 lpc 13,48x10*-6 lpc

4000-3000 lpc 15,88x10*-6 lpc3000-2620 lpc 18,75x10*-6 lpc

Pb = 2620 lpcm, Bob = 1,474 By/BNCalcular Bo a 3000 , 4000 y 5000 lpcSolución:Intervalo 3000 ± 2620 lpcBo 3000= 1,474 (1- 18.75x10*-6 ( 3000- 2620) ) = 1.4635 BY / BNIntervalo 4000-3000 lpc



Bo4000 =1.4635 (1-15.88x10*-6 (4000-3000) ) = 1.4403 BY/BNIntervalo 5000-4000 lpcBo5000 = 1.4403 (1- 13.48x10*-6 (5000-4000) ) = 1.4209 BY/BN

P (lpca) Bo ( BY/BN)2620 (burbujeo) 1.474

3000 1.46354000 1.44035000 1.4209

P rueba de densidad .

Se debe cumplir que la densidad del petróleo saturado con gas a la presión deburbujeo de la prueba de liberación diferencial sea igual a la calculada a partir de losdatos de las pruebas de separadores.

Esta prueba se considera válida si la diferencia no es mayor de 5%La densidad recombinada matemáticamente a partir de las pruebas de separadores, se

calcula en la forma siguiente:

yT róleoa P lumende P et UnidaddeVo

queMasadel T anor del S eparad MasadelGasóleoMasade P etr ( P

b fb

!

¹ º

¸©ª

¨!¹

º

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¨¹

º

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¨!

BY

lb

B BY

BN

B*

BN

lbóleoMasade P etr

ofb

W O

ofbwo

VK VK

1

¹ º

¸©ª

¨!¹ º

¸©ª

¨¹

º

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¨! PCN

lb

B BY

BN

B BN

PCN r el S eparado

¤

asade ¥ asd ofb

W O

ofb

¦ o

VK VK

1*

¹ º

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¨¹¹

º

¸©©ª

¨!

BY

lb

B

RelTanque

§

asade ̈ asd ofb

Tan s g )(

0763277,0K

¹ º

¸©ª

¨!

BY

lb ) R( ) R(

B

,

BTan s g S ep s g

ofbofb

© oofb K K

VK V

07632770(Ec.*)

Donde:odb:Densidad del petróleo saturado a Pb y T de la prueba de liberación diferencial,(lb/BY).ofb: Densidad recombinada a partir de las pruebas de separadores, (lb/BY)o : Gravedad especifica del crudo de tanque =141.5/ (131.5 + °API)

g : Gravedad específica del gas separadow : Densidad del agua, lb/BN.Rg : Relación gas-petróleo en solución, PCN/BN.

Ejemplo: Hacer la prueba de densidad a los datos PVT:

odb = 0,6562 g/cc (prueba de liberación. Dif.)Bofb = 1,474 BY/BN.Separador: Rs= 676 PCN/BN ;g = 0,786



Tanque Rs= 92 PCN/BN ;g = 1,363°API = 40,7

Solución:o = 141.5/ (131.5 + 40.7) = 0.8217w = 350 lb/BN

Sustituyendo datos en la Ec. *, tenemos:

36319278606764741

07632770

4741

35082170 ,* ,*

,

,

,* ,ofb ! V

)cc / g ,( BY / lb ,ofb 6546012229! V

Porcentaje de diferencia con respecto al valor de la prueba de liberación diferencial:

10065620

6546065620*

,

, , Dif %

!

% , Dif % 240! (Aceptable)

P ruebas de Balance de Materiales

La prueba de separación diferencial es un estudio de la composición variable ypor lo tanto se puede evaluar la consistencia de los datos suministrados en el informemediante un balance de materiales.

Esta prueba consiste en chequear si la Rs experimental de la prueba de liberacióndiferencial es igual a la Rs calculada por balance de materiales. La diferencia entre losdos valores no debe exceder al 5%.

Para realizar el balance de masa de la liberación diferencial se necesita lasiguiente información, obtenida del informe de la prueba PVT: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 depetróleo residual a condiciones normales (60 °F y 14,7 lpca).

A 14.7 lpca y 60 °FMasa de petróleo:

cc*cc / g )( m woo 10001 VK ! Donde:

A PI , ,or

!

51315141K

)la g uadensidadde( cc / g ,w 9990150! V Masa de gas en Solución

01 ! g m

Volumen de gas en Solución01 ! g V

Relación gas-petróleo en Solución



01 ! s R A 14.7 lpca y T(Temperatura de Prueba)

Masa de petróleo:012 !! oo mm (no varía)

La masa y volumen de gas en solución y la relación gas-petróleo en solución siguensiendo cero:

02 ! g m ; 02 ! g V ; 02 ! s R

A Pi y T:

Masa de petróleo: g * Bo Pomo iii 1000!

Significado de subíndices: d = diferenciali = nivel de presión

Incremento de la masa de gas en solución entre las presiones Pi y Pi-1:

1! iii momomg

Volumen de gas en solución correspondiente a mgi:

g di

ii

m g *

,* ,

,V g

K 74549628

4379!

PCN m g

,V g g di

ii

K 028810!

Relación gas-petróleo en solución correspondiente a Pi: ) BN / PCN ( V g R s R s ididi 1591 !

Ejemplo: Realizar la prueba de balance de materiales a los siguientes puntos del análisis

PVT:Presión,lpca 14,7 14,7 173,7 364,7 614,7Temperatura; °F 60 220 220 220 220Rsd, PCN/BN 0 0 157 223 292Bod, BY/BN 1,0 1,075 1,244 1,283 1,32Pod, g/cc -- 0,7892 0,7382 0,7291 0,7198gd, adim -- 2,0391 1,213 0,988 0,881

°API(crudo residual) = 35,1°Vo a 14,7 lpca y 60 °F = 1000 ccPara P1 = P2 = 14,7 lpca

g ,* ,* A P I ,

,mm oo 584810009990150

5131

514121 !¹

º ¸©

ª¨

r!!

Para P3 = 173,7 lpca1000

333* Bo Pomo d d !

10002441738203

* ,* ,mo !

g ,mo 329183

!

233momomg

!



50848329183

, ,mg !

g ,mg 82693

!

333 028810 gd / mg ,Vg K !

213182690288103

, / ,* ,Vg !

PCN ,Vg 6613

!

323159Vg Rs Rs d d !

66115903

,* Rsd !

BN / PCN , Rsd 92633

! Para las otras presiones se procedió de manera similar, obteniéndose los

siguientes Rsdcal:

Presión, lpca T, °F Rsdexp, PCN/BN Rsdcal, PCN/BN %DIF14,7 60 0 0 014,7 220 0 0 0133 220 157 263,9 40,3364,7 220 223 343,4 35,1614,7 220 292 419,7 30,4

De esta tabla se puede observar que el análisis PVT tiene problemas deconsistencia entre Rsd y otras propiedades: Bod, Pod y gd.

P rueba de Desigualdad

Una restricción importante que deben cumplir los datos que sean consistentes es:

P

R s Bg

P

Bo d d

x

x

x

x

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: ) Rs Rs( B g Bo Bt d d id d !

Derivada parcial con respecto a P:

P

) Rs Rs( B g

P

B g ) Rs Rs(

P

Bo

P

Bi d d id d i

d d

x

x

x

x

x

x!

x

x

Haciendo: 0!

x

x

P

Bg ) R s R s( d di

P

R s Bg

P

) R s R s( Bg d d di

x

x!

x

x

Se obtiene: P

R s Bg

P

Bo

P

Bi d d d

x

x

x

x!

x

x

0x

x

P

Bid lo cual se cumple si P

R s Bg

P

Bo d d

x

x

x

x



Ejemplo: Realizar la prueba de desigualdad a los siguientes puntos de análisis PVT.

Presión,lpcm Bod,BY/BN Bg,PCY/PCN Rsd, PCN/BN2620 1,6 --- 854

2350 1,554 0,00685 7632100 1,515 0,00771 684

Solución:

Intervalo 2620 ± 2350 lpcm

00017023502620

554161 ,

, ,

P

Bod !

!

x

x

00041023502620

763854

6155

006850 ,*

,

,

P

R s Bg d

!

!

x

x

Se cumple:0,00017<0,00041

Intervalo 2350 ± 2100 lpcm

00016021002350

51515541 ,

, ,

P

Bod !

!

x

x

00043021002350

684763

6155

007710 ,*

,

,

P

R s Bg d

!

!

x

x

Se cumple:

0,00016<0,00043La desigualdad es satisfecha en ambas intervalos de presión

Pruebas de condiciones de Recombinación

Para las muestras tomadas en el separador, se debe cumplir que las condicionesde presión y temperatura de recombinación en el laboratorio sean iguales a las delseparador.

También se debe chequear que las condiciones de presión y temperatura delseparador al momento de la toma de la muestra de gas, sean iguales a las del momento

de la toma de la muestra de líquido.VALIDACIÓN DE LAS PRUEBAS PVT CON INFORMACIÓN DE CAMPO.

Se debe chequear que los resultados de la prueba PVT correspondan con elcomportamiento de producción del yacimiento de acuerdo al siguiente esquema:



SI LAS PRUEBAS DEPRODUCCIÓN MUESTRAN

EL ANÁLISIS PVTDEBE INDICAR

RGP estable y declinación rápidade la presión del yacimiento.

Pb <PyacYacimiento Sub-saturado

Incremento rápido de la RGP de

la presión del yacimiento

Pb = Pyac

Yacimiento Saturado

PRESIÓN ÓPTIMA DE SEPARACIÓN.

La presión óptima de un separador es aquella que estabiliza en fase líquida elmáximo número de los moles de la mezcla. De acuerdo a la definición, a la presión óptimase 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.

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 losdatos 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).

Suavización de los Datos de laP rueba de Expansión

Los valores de presión de burbujeo y volúmenes relativos totales (V/Vb) deben ser suavizados mediante el uso de la función ³Y´ para corregir las inexactitudes de lasmediciones de pequeños volúmenes. La variación de ³Y´ con presión es una línea rectapara crudos con poca cantidad de impurezas cuando las mediciones de volúmenes ypresiones son exactas.

Procedimientos:

Calcular los valores de ³Y´ a diferentes presiones.Graficar ³Y´vs P en papel normal. Ajustar los puntos del tipo Y= a + bp, utilizando la técnica de los mínimos cuadrados y elrango de presiones: 0.9 > P/Pb >0.3.Recalcular los valores de Y a partir de la ecuación ajustada en el paso anterior ydeterminar nuevos valores de V/Vb.

V/Vb = 1 + (Pb ± P)/ YP.



Cálculo de PVT combinado (prueba diferencial/prueba separador)

Regularmente en los análisis PVT no se incluye la corrección que se debe hacer aBod, Rs y Btd de la prueba de liberación diferencial por efecto de las condiciones deseparación. Se conoce que la liberación de gas en el yacimiento se aproxima más al tipodiferencial, 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 lascondiciones de separación, es decir, construir un PVT combinado.Mocees y McCain recomiendan usar Rsfb y Bofb, de la prueba de presión óptima deseparadores para calcular el PVT combinado por medio de las siguientes ecuaciones.

A P>Pb

fb R s R s !

¹ º

¸©ª

¨!

Vb

V * Bo Bo fb

Bo Bt !

A P < Pb

d b

f d d d b fb

Bo

Bo* ) Rs Rs( Rs Rs !

d b

f d d Bo

Bo* Bo Bo !

d b

f d d Bo

Bo* Bt Bot !



REPUBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELAMINISTERIO DE EDUCACION SUPERIORINSTITUTO UNIVERSITARIO TECNOLOGICO DE CABIMASCABIMAS EDO ZULIA.

INTEGRANTESTIGRERA NELSON

17820104SECCION 72

ANALISIS P.V.T

ANÁLISIS PVT

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