TEG(Leogil)1

7/23/2019 TEG(Leogil)1

1/284

TRABAJO ESPECIAL DE GRADO

IMPACTO DE LA REPRESENTATIVIDAD DE

MUESTRAS DE CRUDO RECOMBINADAS SOBRE EL

FACTOR DE RECOBRO DE YACIMIENTOS DE LA

FAJA DEL ORINOCO

Presentado ante la Ilustre

Universidad Central de Venezuela

Por el Br. Gil P. Leonardo A.

Para optar por el Ttulo

de Ingeniero de Petroleo

Caracas, 2007


2/284

TRABAJO ESPECIAL DE GRADO



FACTOR DE RECOBRO DE YACIMIENTOS DE LA

FAJA DEL ORINOCO

Tutor Academico: MSc. Jose R. Villa

Tutor Industrial: Ing. Nicolas Chiaravallo

Presentado ante la Ilustre

Universidad Central de Venezuela

Pr el Br. Gil P. Leonardo A.

Para optar por el Ttulo

de Ingeniero de Petroleo

Caracas, 2007


3/284


4/284

DEDICATORIA

A mis padres Francisco y Tibisay y a mi hermano Roberto.

i


5/284

AGRADECIMIENTOS

En primer lugar a la Universidad Central de Venzuela, por todo lo aprendido en

ella.

A la empresaPDVSA Inteveppor haberme ofrecido la oportunidad de realizar

este trabajo de investigacion como requisito para optar al ttulo de Ingeniero.

AlIng. Nicolas Chiaravalloquien me brindo todo su apoyo y ayuda sirviendome

de orientacion y estmulo para el desarrollo y finalizacion del trabajo. Muchas gra-

cias Sr. Nicolas por su apoyo la confianza depositada en m.

A mi tutor academico, MSc. Jose Reinaldo Villa, por dedicar y brindar parte

de su tiempo para guiarme a lo largo de este trabajo. Gracias profesor por todo

su apoyo y aporte de sabidura.

Al equipo de profesionales: Sr. Ivan Jimenez, Sra. Mirla Fonseca, Sr. Jose Gre-

gorio Hernandez, Mauricio Sastoque, Argenis Alvarez quienes con su ayuda

y orientacion en momentos claves, hicieron posible la culminacion de este estudio.

AlIng. Arturo Borgespor su apoyo y disposicion a ayudarme en todo momento.

Gracias especiales a Yordis Caraballo y Jorge Gimenez, a quienes considero

excelentes profesionales y buenos amigos y quienes me brindaron su ayuda de ma-

nera incondicional cada vez que la necesite. Este traba jo fue posible garcias a ellos.

A Mara Cecilia, John, Christian, Angel, Maria Claudia y Vanessa quienes

me brindaron todo su apoyo y ayuda en todo momento, en especial Vanessa, de

verdad muchas gracias por todo tu apoyo y carino te debo mucho. A todos ellos

muchsimas gracias, los considero excelentes personas y grandes amigos.

A esas personas que tengo la dicha de conocer y que se que siempre estar an

ii


6/284

ah cuando los necesite. A mis amigos del alma: Any, Carelia, Elia, Ricar-

do, Cesar, Rafael, Nieto, Aleman, Marcos, Yecsain, muchsimas gracias,

los quiero.

Agradecimientos especiales aBernardo Bohorques y Johanna Fernandezpor

su apoyo tecnico. Los considero personas muy inteligente y con un gran futuro.

Les deseo lo mejor. Muchos exitos y muchas gracias.

A Vanessa Quero por todo el apoyo que siempre he recibido de ella.

A mi familia, en especial a mi padre Frank a mi madre Tiby y a mi hermano

Roberto, fu bendecido al tenerlos como familia y como amigos, sin ustedes este

trabajo no hubiese sido posible. Muchsimas gracias, los quiero con el alma.

A todas aquellas personas que de alguna u otra forma colaboraron en la realizacion

de este proyecto.

A TODOS USTEDES, GRACIAS!

iii


7/284

Gil P., Leonardo A.



FACTOR DE RECOBRO DE YACIMIENTOS DE LAFAJA DEL ORINOCO

Tutor Academico: MSc. Jose R. Villa. Tutor Industrial: Ing. Nicolas

Chiaravallo. Trabajo Especial de Grado. Caracas, Universidad Central

de Venezuela. Facultad de Ingeniera. Escuela de Ingeniera de

Petroleo. Ano 2007, 260 p.

Palabras Claves:Muestreo de pozos, Recombinacion de muestras, AnalisisPVT, Estudio predictivo de yacimientos, Metodo de Tarner.

Resumen. La tarea principal de un Ingeniero de Yacimientos es desarrollar un es-

quema con el cual se pueda producir la mayor cantidad de hidrocarburos posibles,

y que a su vez contemple todas las limitaciones fsicas del estudio. A la hora de

la toma de decisiones, se utilizan datos que presentan incertidumbre, por lo que

se hace necesaria la evaluacion del impacto de la data utilizada. La calidad de los

resultados de un analisis de yacimiento, depende por completo de la representa-tividad de las muestras utilizadas en dicho analisis. Una muestra representativa, es

aquella que tenga las mismas caractersticas que tiene el fluido dentro del yacimien-

to. Uno de los procesos utilizados para la obtencion de muestras representativas, es

mediante la recombinacion de muestras de superficie. El presente trabajo presenta

el desarrollo e implementacion de seis (6) tecnologas de recombinacion de muestras

de superficie de crudos pesados y extrapesados de los Bloques Bare y Arecuna del

Area Ayacucho de la Faja Petrolfera del Orinoco (F.P.O), con las cuales se haga

posible la obtencion de muestras representativas del fluido de yacimiento. De cadaproceso se calculara el valor de la relacion gas-petroleo (RGP) de las muestras.

Por otro lado y por medio del uso del metodo iterativo de Tarner se presenta una

evaluacion del impacto de dichos valores de RGPsobre el factor de recobro de los

yacimientos de la F.P.O.

iv


8/284

Contenido

Contenido V

Lista de Figuras XI

Lista de Tablas XVI

1. Introduccion y Planteamiento del Problema 1

1.1. Aspectos Generales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7

1.1.1. Planteamiento del Problema . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7

1.1.2. Objetivos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9

1.1.3. Justificacion e Importancia de la Investigacion . . . . . . . . 11

1.1.4. Alcance . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12

1.1.5. Limitaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12

2. Descripcion Geologica 13

2.1. Descripcion del Area de Estudio . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13

2.1.1. Cuenca Oriental de Venezuela . . . . . . . . . . . . . . . . . 13

2.1.2. Evolucion de la Estructura de la Cuenca . . . . . . . . . . . 14

2.1.3. Subcuenca de Guarico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15

2.1.4. Subcuenca de Maturn . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15

2.1.5. Faja del Orinoco . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15

2.1.6. Area Ayacucho . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16

2.1.7. Bloque Bare . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17

2.1.8. Bloque Arecuna . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18

v


9/284


10/284

3.6. Factor de Recobro y Mecanismos de Produccion (Recuperacion Pri-

maria) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62

3.6.1. Expansion de la Roca y del Lquido . . . . . . . . . . . . . . 63

3.6.2. Empuje por Agotamiento de Presion . . . . . . . . . . . . . 63

3.6.3. Empuje por Capa de Gas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64

3.6.4. Empuje por Agua . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65

3.6.5. Segregacion Gravitacional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 66

3.7. Estudio del Comportamiento de los Yacimientos (Ecuacion de Bal-

ance de Materiales) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 67

3.7.1. Ecuacion de Balance de Materiales (EBM) . . . . . . . . . . 67

3.7.2. Consideraciones Basicas de la Ecuacion de Balance de Ma-

teriales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71

3.8. Prediccion del Comportamiento del Yacimiento . . . . . . . . . . . 73

3.8.1. Metodologas de Prediccion del Comportamiento del Yaci-

miento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 76

3.8.2. Metodo de Tracy . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 77

3.8.3. Metodo de Muskat . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 77

3.8.4. Metodo de Tarner. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 77

4. Marco Metodologico 78

4.1. Tipo de Investigacion . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 784.2. Diseno de la Investigacion . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 78

4.3. Poblacion y Muestra . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 79

4.4. Definicion de Variables . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 81

4.4.1. Variables Independientes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 81

4.4.2. Variables Dependientes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 82

4.5. Procedimiento Metodologico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 82

4.5.1. Recopilacion Teorica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 84

4.5.2. Identificacion de Parametros que Afectan la Solubilidad delGas en el Crudo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 84

4.5.3. Planteamiento de Metodologas de Recombinacion . . . . . . 85

4.5.4. Toma de Muestras . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 90

vii


11/284

4.5.5. Separacion Instantanea o Flash . . . . . . . . . . . . . . . . 92

4.5.6. Identificacion de la Representatividad de las muestras Re-

combinadas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 93

4.5.7. Correlaciones PVT . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 94

4.5.8. Metodo de Prediccion de Tarner . . . . . . . . . . . . . . . . 99

4.6. Descripcion de Herramientas y Equipos Utilizados . . . . . . . . . . 105

4.6.1. Herramientas y Equipos Computacionales . . . . . . . . . . 105

4.6.2. Herramientas y Equipos de Laboratorio. . . . . . . . . . . . 109

5. Resultados 114

5.1. Recopilacion Teorica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 115

5.2. Toma de Muestras . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 117

5.2.1. Manejo y Transferencia de Muestras de Gas y de Lquido . . 1185.3. Procesos de Recombinacion de Muestras . . . . . . . . . . . . . . . 119

5.3.1. Proceso de Recombinacion A. Muestras del Bloque Bare . . 121

5.3.2. Proceso de Recombinacion B. Muestras del Bloque Bare . . 123

5.3.3. Proceso de Recombinacion C. Muestras del Bloque Bare . . 125

5.3.4. Proceso de Recombinacion D. Muestras del Bloque Bare . . 127

5.3.5. Proceso de Recombinacion E. Muestras del Bloque Bare . . 129

5.3.6. Proceso de Recombinacion F. Muestras del Bloque Bare . . 131

5.3.7. Proceso de Recombinacion A. Muestras del Bloque Arecuna 1345.3.8. Proceso de Recombinacion B. Muestras del Bloque Arecuna 136

5.3.9. Proceso de Recombinacion C. Muestras del Bloque Arecuna 138

5.3.10. Proceso de Recombinacion D. Muestras del Bloque Arecuna 140

5.3.11. Proceso de Recombinacion E. Muestras del Bloque Arecuna 142

5.3.12. Proceso de Recombinacion F. Muestras del Bloque Arecuna 144

5.4. Propiedades de los Fluidos-Analisis PVT . . . . . . . . . . . . . . . 147

5.5. Prediccion del Comportamiento de los Yacimientos de los Bloques

Bare y Arecuna (Metodo de Tarner). . . . . . . . . . . . . . . . . . 151

6. Analisis de Resultados 155

6.1. Recopilacion Teorica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 155

6.2. Procesos de Recombinacion de Muestras . . . . . . . . . . . . . . . 156

viii


12/284

6.2.1. Propiedades de los Fluidos-Analisis PVT . . . . . . . . . . . 165

6.2.2. Prediccion del Comportamiento de los Yacimientos de los

Bloques Bare y Arecuna (Metodo de Tarner) . . . . . . . . . 170

6.3. Analisis General de Resultados . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 186

6.3.1. Recombinacion de Muestras . . . . . . . . . . . . . . . . . . 186

6.3.2. Propiedades de los Fluidos-Analisis PVT . . . . . . . . . . . 187

6.3.3. Estudio Predictivo de los Yacimientos. . . . . . . . . . . . . 188

7. Conclusiones 190

8. Recomendaciones 192

Referencias Bibliograficas 193

Apendices 197

A. Propiedades de los Fluidos-Analisis PVT 198

A.1. PVT de Muestras Recombinadas del Bloque Bare . . . . . . . . . . 198

A.1.1. Proceso de Recombinacion A . . . . . . . . . . . . . . . . . 199

A.1.2. Proceso de Recombinacion B. . . . . . . . . . . . . . . . . . 201

A.1.3. Proceso de Recombinacion C. . . . . . . . . . . . . . . . . . 203

A.1.4. Proceso de Recombinacion D . . . . . . . . . . . . . . . . . 205

A.1.5. Proceso de Recombinacion E. . . . . . . . . . . . . . . . . . 207

A.1.6. Proceso de Recombinacion F. . . . . . . . . . . . . . . . . . 209

A.2. PVT de Muestras Recombinadas del Bloque Arecuna . . . . . . . . 211

A.2.1. Proceso de Recombinacion A . . . . . . . . . . . . . . . . . 211

A.2.2. Proceso de Recombinacion B. . . . . . . . . . . . . . . . . . 213

A.2.3. Proceso de Recombinacion C. . . . . . . . . . . . . . . . . . 215

A.2.4. Proceso de Recombinacion D . . . . . . . . . . . . . . . . . 217

A.2.5. Proceso de Recombinacion E. . . . . . . . . . . . . . . . . . 219

A.2.6. Proceso de Recombinacion F. . . . . . . . . . . . . . . . . . 221

B. Prediccion del Comportamiento de los Yacimientos 223

B.1. Comportamiento de Muestras Recombinadas del Bloque Bare . . . 223

ix


13/284

B.1.1. Proceso de Recombinacion A . . . . . . . . . . . . . . . . . 224

B.1.2. Proceso de Recombinacion B. . . . . . . . . . . . . . . . . . 226

B.1.3. Proceso de Recombinacion C. . . . . . . . . . . . . . . . . . 228

B.1.4. Proceso de Recombinacion D . . . . . . . . . . . . . . . . . 230

B.1.5. Proceso de Recombinacion E. . . . . . . . . . . . . . . . . . 232

B.1.6. Proceso de Recombinacion F. . . . . . . . . . . . . . . . . . 234

B.2. Comportamiento de Muestras Recombinadas del Bloque Arecuna . 236

B.2.1. Proceso de Recombinacion A . . . . . . . . . . . . . . . . . 236

B.2.2. Proceso de Recombinacion B. . . . . . . . . . . . . . . . . . 238

B.2.3. Proceso de Recombinacion C. . . . . . . . . . . . . . . . . . 240

B.2.4. Proceso de Recombinacion D . . . . . . . . . . . . . . . . . 242

B.2.5. Proceso de Recombinacion E. . . . . . . . . . . . . . . . . . 244

B.2.6. Proceso de Recombinacion F. . . . . . . . . . . . . . . . . . 246

C. Algoritmos-Programas Computacionales 248

C.1. Algoritmo blackoilPVT . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 248

C.2. Algoritmo forecast . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 255

C.3. Algoritmo tarner . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 257

C.4. Algoritmotarner comparison . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 258

x


14/284

Lista de Figuras

2.1. Ubicacion Geografica de la Cuenca Orinetal de Venezuela. . . . . . 14

2.2. Ubicacion Geografica de la Faja Petrolfera del Orinoco.. . . . . . . 16

2.3. Ubicacion Geografica del Area Ayacucho. . . . . . . . . . . . . . . . 17

2.4. Ubicacion Geografica del Bloque Bare. . . . . . . . . . . . . . . . . 182.5. Ubicacion Geografica del Bloque Arecuna. . . . . . . . . . . . . . . 19

3.1. Clasificacion de los yacimientos segun el estado de los fluidos alma-

cenados. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21

3.2. Diagrama p-T de un Petroleo de Bajo Encogimiento. . . . . . . . . 23

3.3. Comportamiento del factor volumetrico del gas frente a los cambios

de presion . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29

3.4. Comportamiento de la viscosidad frente a los cambios de presion . . 33

3.5. Comportamiento del factor volumetrico del petroleo frente a los

cambios de presion . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35

3.6. Comportamiento del factor volumetrico total frente a los cambios

de presion . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38

3.7. Comportamiento de la compresibilidad del petroleo frente a los cam-

bios de presion . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40

3.8. Comportamiento de la solubilidad de gases frente a los cambios de

temperatura . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42

3.9. Comportamiento de la solubilidad del petroleo frente a los cambiosde presion . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43

3.10. Acondicionamiento de pozo caso py =pb > pwf . . . . . . . . . . . 51

3.11. Acondicionamiento de pozo caso py > pb > pwf . . . . . . . . . . . 51

xi


15/284


16/284

5.8. Grafica presion vs tiempo. Resultados de proceso de recombinacion

B sobre muestras del Bloque Arecuna . . . . . . . . . . . . . . . . . 137


C sobre muestras del Bloque Arecuna . . . . . . . . . . . . . . . . . 139


D sobre muestras del Bloque Arecuna . . . . . . . . . . . . . . . . . 141


E sobre muestras del Bloque Arecuna . . . . . . . . . . . . . . . . . 143


F sobre muestras del Bloque Arecuna . . . . . . . . . . . . . . . . . 145

5.13. Propiedades PVT de la muestra de fondo del Bloque Bare . . . . . 148

5.14. Propiedades PVT de la muestra de fondo del Bloque Arecuna . . . 150

5.15. Comportamiento del yacimiento. Muestra de fondo del Bloque Bare 152

5.16. Comportamiento del yacimiento. Muestra de fondo del Bloque Are-

cuna . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 154

6.1. PVT de la muestra de fondo y de las muestras recombinadas del

Bloque Bare . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 166

6.2. PVT muestra de fondo y muestras recombinadas del Bloque Arecuna167

6.3. Comportamiento del yacimiento MFB-15 del Bloque Bare respecto

a la RGP de las muestras recombinadas . . . . . . . . . . . . . . . . 1706.4. Comportamiento del yacimiento MFA-2 del Bloque Arecuna respecto

a la RGP de las muestras recombinadas . . . . . . . . . . . . . . . . 171

6.5. Desviacion relativa del factor de recobro de la muestras del Bloque

Bare segun su RGP . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 174

6.6. Desviacion relativa del factor de recobro de la muestras del Bloque

Arecuna segun su RGP . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 175

A.1. Propiedades PVT de la muestra obtenida en el proceso de recombi-

nacion A. Bloque Bare . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 200


nacion B. Bloque Bare . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 202

xiii


17/284


nacion C. Bloque Bare . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 204


nacion D. Bloque Bare . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 206


nacion E. Bloque Bare . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 208


nacion F. Bloque Bare . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 210


nacion A. Bloque Arecuna . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 212


nacion B. Bloque Arecuna . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 214


nacion C. Bloque Arecuna . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 216

A.10.Propiedades PVT de la muestra obtenida en el proceso de recombi-

nacion D. Bloque Arecuna . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 218


nacion E. Bloque Arecuna . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 220


nacion F. Bloque Arecuna . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 222

B.1. Comportamiento del yacimiento del Bloque Bare. Muestra obtenida

del proceso de recombinacion A . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 225


del proceso de recombinacion B . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 227


del proceso de recombinacion C . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 229


del proceso de recombinacion D . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 231B.5. Comportamiento del yacimiento del Bloque Bare. Muestra obtenida

del proceso de recombinacion E . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 233

xiv


18/284


del proceso de recombinacion F . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 235

B.7. Comportamiento del yacimiento del Bloque Arecuna. Muestra obteni-

da del proceso de recombinacion A . . . . . . . . . . . . . . . . . . 237


da del proceso de recombinacion B . . . . . . . . . . . . . . . . . . 239


da del proceso de recombinacion C . . . . . . . . . . . . . . . . . . 241

B.10.Comportamiento del yacimiento del Bloque Arecuna. Muestra obteni-

da del proceso de recombinacion D . . . . . . . . . . . . . . . . . . 243


da del proceso de recombinacion E . . . . . . . . . . . . . . . . . . 245


da del proceso de recombinacion F . . . . . . . . . . . . . . . . . . 247

xv


19/284


20/284


21/284

5.24. Comportamiento del yacimiento. Muestra de fondo del Bloque Bare 151

5.25. Comportamiento del yacimiento. Muestra de fondo del Bloque Are-

cuna . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 153

6.1. Tiempos de recombinacion de muestras del Bloque Bare. . . . . . . 157

6.2. Tiempos de recombinacion de muestras del Bloque Arecuna . . . . 157

6.3. Comparacion de resultados de procesos de recombinacion A, B sobre

muestras del Bloque Bare . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 158

6.4. Comparacion de resultados de procesos de recombinacion E, F sobre

muestras del Bloque Bare . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 159

6.5. Relacion gas-petroleo de muestras recombinadas del Bloque Bare . . 161

6.6. Relacion gas-petroleo de muestras recombinadas del Bloque Arecuna162

6.7. Relacion gas-petroleo de muestras recombinadas del Bloque Barerespecto al tiempo de recombinacion . . . . . . . . . . . . . . . . . 164

6.8. Relacion gas-petroleo de muestras recombinadas del Bloque Arecu-

na respecto al tiempo de recombinacion. . . . . . . . . . . . . . . . 164

6.9. Factor de recobro (Fr) de la muestra de fondo y de las muestras

recombinadas del Bloque Bare . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 178

6.10. Factor de recobro (Fr) de la muestra de fondo y de las muestras

recombinadas del Bloque Arecuna . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 179

6.11. Produccion de crudo (Np) de la muestra de fondo y de las muestrasrecombinadas del Bloque Bare . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 180

6.12. Produccion de crudo (Np) de la muestra de fondo y de las muestras

recombinadas del Bloque Arecuna . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 181

6.13. Produccion de gas (Gp) de la muestra de fondo y de las muestras

recombinadas del Bloque Bare . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 182

6.14. Relacion gas-petroleo instantanea (RGP) de la muestra de fondo y

de las muestras recombinadas del Bloque Bare . . . . . . . . . . . . 183

6.15. Produccion de gas (Gp) de la muestra de fondo y de las muestrasrecombinadas del Bloque Arecuna . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 184

6.16. Relacion Gas-Petroleo Instantanea (RGP) de la muestra fondo y de

las muestras recominadas del Bloque Arecuna . . . . . . . . . . . . 185

xviii


22/284

A.1. Propiedades PVT de la muestra obtenida del proceso de recombi-

nacion A. Bloque Bare . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 199


nacion B. Bloque Bare . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 201


nacion C. Bloque Bare . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 203


nacion D. Bloque Bare . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 205


nacion E. Bloque Bare . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 207


nacion F. Bloque Bare . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 209


nacion A. Bloque Arecuna . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 211


nacion B. Bloque Arecuna . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 213


nacion C. Bloque Arecuna . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 215

A.10.Propiedades PVT de la muestra obtenida del proceso de recombi-

nacion D. Bloque Arecuna . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 217


nacion E. Bloque Arecuna . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 219


nacion F. Bloque Arecuna . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 221


del proceso de recombinacion A . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 224


del proceso de recombinacion B . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 226B.3. Comportamiento del yacimiento del Bloque Bare. Muestra obtenida

del proceso de recombinacion C . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 228

xix


23/284


24/284

Captulo 1

Introduccion y Planteamiento del

Problema

Desde sus inicios, la industria petrolera ha abocado sus esfuerzos a la explotacion

y produccion de yacimientos de crudos convencionales, es decir, a la produccion de

yacimientos de crudos medianos, livianos y condensados, a pesar de que las mayo-

res reservas de petroleo del mundo corresponde a hidrocarburos viscosos y pesados

(El petroleo pesado, el petroleo extrapesado y el bitumen conforman aproximada-

mente un 70 % de los recursos de petroleo totales del mundo, que oscilan entre 9

y 13 trillones de barriles [1]). Con la gran demanda y altos precios de petroleo; y

estando en declinacion la produccion de la mayora de los yacimientos de petroleo

convencionales, la industria petrolera en muchos lugares, ha desplazado su aten-

cion hacia la explotacion de yacimientos de petroleo pesado y extra pesado.

La tarea principal de un Ingeniero de Yacimientos, es desarrollar un esquema con

el cual se pueda producir la mayor cantidad de hidrocarburos posibles, y que a su

vez contemple todas las limitaciones fsicas y economicas presentes en el estudio

[2]. Dos de las actividades mas influyentes a la hora de desarrollar un esquema de

explotacion y produccion y de decidir si un yacimiento sera o no explotado y pro-

ducido son: (a) la cuantificacion de las reservas de hidrocarburos in situ (POES); y

(b) el incremento en el factor de recobro del yacimiento por medio de la aplicaci on

de esquemas optimos de produccion. Para poder realizar estas tareas, se utilizan

1


25/284

avanzados sistemas de simulacion, los cuales necesitan contar con datos especficos

que proporcionen informacion sobre las caractersticas fsicas y qumicas del tipo

de fluido existente en el yacimiento. Dichos datos o caractersticas fisicoqumicas

de los fluidos del yacimiento, son obtenidos de los analisis PVT; los cuales no

son mas que experimentos realizados en laboratorios, en los cuales se simula, por

medio de la variacion de parametros de presion y temperatura, el comportamiento

volumetrico que tienen los fluidos a diferentes presiones representativas del yaci-

miento. Pocas veces no se cuenta con las facilidades para realizar un estudio PVT

y obtener la data requerida para los estudios predictivos. En este caso, se hace

necesaria la utilizacion de correlaciones empricas, que nos ayuden a dar la mejor

aproximacion a dichos valores o data PVT.

Las propiedades PVT de los fluidos de un yacimiento, juegan un papel importante

durante la vida del mismo desde su descubrimiento hasta su abandono [3]. Dichas

propiedades, constituyen una parte integral de la data requerida para un estudio

comprensivo del yacimiento y para el diseno y optimizacion de esquemas optimos

de recuperacion y de produccion [4]. La presion del punto de burbuja, el factor

volumetrico del petroleo, la relacion gas-petroleo y la compresibilidad isotermi-

ca del petroleo, son de gran importacia en los c alculos de balance de materiales,

mientras que la viscosidad del petroleo, juega un papel importante en las pruebas

de produccion y en la interpretacion y analisis de los problemas de pozo [5]. El

contar con propiedades PVT confiables de los fluidos del yacimiento, es esencial

para la determinacion de los volumenes de hidrocaburos y del factor de recobro

del mismo. Una caracterizacion inexacta de los fluidos del yacimiento, conlleva a

la obtencion de grandes incertidumbres en la estimacion de los valores del volumen

de hidrocarburos en sitio, lo que produce un impacto negativo en las predicciones

de recobro del yacimiento [3].

La calidad de los resultados de un analisis PVT, depende por completo de la

representatividad de las muestras utilizadas en dicho analisis. Una muestra repre-

sentativa, es aquella que tenga las mismas caractersticas que tiene el fluido dentro

del yacimiento [6]. Para la obtencion de muestras representativas, es necesario pero

2


26/284


27/284

como funcion del agotamiento de presion del yacimiento [9].

En 1944, Tarner sugirio un metodo iterativo para predecir la produccion acumula-

da de hidrocarburos (Npy Gp) como funcion de la presion. Este metodo se basa en

resolver la ecuacion de balance de materiales y la ecuacion de relacion gas-petroleo

instantanea simultaneamente para obtener valores de la produccion acumulada de

gas (Gp), realizando posteriormente un proceso comparativo de los mismos para

determinar si las suposiciones realizadas son correctas[9].

De la misma manera, por medio del metodo predictivo de Tarner, se pueden rea-

lizar calculos predictivos del factor de recobro basados en el valor de la relacion

gas-petroleo instantanea.

Actualmente la demanda de crudos pesados y extrapesados se ha venido incre-

mentando, en consecuencia, se hace necesario la obtencion de muestras que sean lo

mas representativa posibles del fluido del yacimiento para la realizacion de estudios

PVT que arrojen informacion valida, exacta y confiable para la toma de decisiones

y la aplicacion de procesos optimos de produccion.

PDVSA Intevep, siendo el centro de investigacion y apoyo tecnologico de la in-

dustria petrolera y petroqumica nacional, a traves de la Gerencia General de

Exploracion y Produccion, pretende optimizar y hacer mas confiables los estudios

PVT para crudos pesados y extrapesados. En tal sentido, el presente trabajo es-

pecial de grado denominado Impacto de la Representatividad de Muestras de

Crudo y Gas Recombinadas Sobre el Factor de Recobro de Yacimientos de la Faja

del Orinoco, surge como un requerimiento inicial para poder obtener diferentes

tecnicas de recombinacion de muestras de superficie, con las cuales se puedan

cuantificar por medio de la tecnica de prediccion propuesta por Tarner, el efecto

de la representatividad de las muestras recombinadas sobre factor de recobro de

crudos pesados y extrapesados a fin satisfacer las demandas actuales y futuras de

la industria petrolera venezolana. Del mismo modo, el presente trabajo representa

para la comunidad educativa de la Escuela de Petroleo de la Universidad Central

4


28/284

de Venezuela, un instrumento de apoyo o de consulta sujeto logicamente a mejoras

y/o adaptaciones.

En este sentido, en el siguiente trabajo de investigacion, se proponen diferentes

metodologas de recombinacion utilizando muestras de superficie de los Bloques

Bare y Arecuna del Area Ayacucho, por medio de las cuales se puedan obtener

volumenes de fluido que sean lo mas representativos posibles del fluido de yaci-

miento, teniendo como base y punto de partida el valor de la Relacion Gas-Petroleo

(RGP) de una muestra de fondo tomada del mismo pozo donde fue realizado el

muestreo de superficie y con los cuales se pueda explicar como afectan la presi on,

la temperatura y si tal y como se piensa, el orden de entrada de los fluidos dentro

de la celda de recombinacion a la solubilidad del gas.

La importancia de este trabajo de investigacion, radica en la cuantificacion del

impacto de la RGPsobre el factor de recobro de los yacimientos de la Faja del

Orinoco. Para esto, se utilizara el metodo predictivo de Tarner, al cual se le daran

como datos de entrada: (a) Un valor de POES (petr oleo Original en Sitio), (b) las

propiedades PVT (g, o, Rs, z), calculadas por medio de correlaciones y (c) los

valores deRGPde las muestras recombinadas y de la muestra de fondo. Con cada

uno de los valores de RGP se calculara un valor de Np y por lo tanto un valor de

Factor de Recobro (Fr), por lo que se tendra un valor de Fr para la RGP de la

muestra de fondo y un valor de Fr para cada una de las RGP claculadas de las

muestras recombinadas. Luego se hara una comparacion grafica entre el valor de

Fr obtenido de la muestra de fondo, con cada uno de los valores de Frobtenidos de

las muestras recombinadas y se cuantificara por medio del calculo del error relativo

entre el factor de recobro de las muestras de fondo y el factor de recobro de las

muestras recombinadas, el impacto de lasRGPsobre el Fr.

Para la consecucion de los planteamientos del tranbajo, la tesis se estructura en

seis (6) captulos:

En el Captulo No 1: Introduccion y Planteamiento del Problema

5


29/284

En el Captulo No 2: Descripcion Geologica del Area de Estudio

En el Captulo No 3: El Marco Teorico

En el Captulo N

o

4: El Marco Metodologico

En el Captulo No 5: Los Resultados

En el Captulo No 6: El Analisis de los Resultados

6


30/284


31/284


32/284

1.1.2. Objetivos

Objetivo General

Evaluar, por medio del metodo predictivo e iterativo de Tarner, el impacto de

la Relacion Gas-Petroleo (RGP) de muestras de crudos extrapesados tomadas en

superficie y recombinadas en laboratorio por medio de la aplicacion de diferentes

tecnicas de recombinacion, sobre el factor de recobro.

Objetivos Especficos

Definir los requerimientos necesarios para llevar a cabo recombinaciones de

muestras de superficie

Proponer y desarrollar diferentes metodologas de recombinacion de muestras

de superficie, que consistan en la variacion de los parametros de presion,

temperatura y orden de inyeccion de fluidos (crudo y gas) dentro de la celda

de recombinacion y que no necesiten del valor de RGPdel yacimiento para

la obtencion de muestras recombinadas y representativas de los fluidos del

yacimiento. El criterio de represenattividad estara centrado en el calculo de

la RGPde las muestras recombinadas y de su comparacion con la RGP de

una muestra de fondo tomada del mismo pozo

Realizar procesos de liberacion instantanea o flash a condiciones de yaci-

miento y realizar el calculo de la RGPa partir de los datos obtenidos en la

liberacion instantanea

Comparar la RGP de muestras recombinadas con la RGP de una mues-

tra de fondo tomada del mismo pozo, para as determinar con cual de las

metodologas de recombinacion propuestas se obtiene la muestra mas repre-

sentativa

Obtener por medio de correlaciones para crudos pesados y extrapesados, las

graficas de valores PVT (g, o, Rs, z). Los valores PVT de los fluidos, son

necesarios para el estudio predictivo del comportamento de los yacimientos

9


33/284

Calcular por medio del metodo de Tarner, el factor de recobro asociado a

la RGP obtenida de cada metodologa de recombinacion y a la RGP de la

muestra de fondo

Comparar el valor de factor de recobro obtenido de la muestra de fondo con

aquellos obtenidos de las muestras recombinadas y cuantificar de esta manera

el impacto de las RGPsobre el factor de recobro

10


34/284

1.1.3. Justificacion e Importancia de la Investigacion

El petroleo pesado, promete desempenar un rol muy importante en el futuro de la

industria petrolera, por lo que los pases que cuentan con reservas de crudos pesa-

dos y extrapesados, estan tendiendo a incrementar su produccion para asegurarsede no desperdiciar sus recursos de petroleos pesados y extrapesados.

Los valores de las propiedades fsicas y qumicas de los fluidos de los yacimientos,

constituyen una parte integral de la data requerida para un estudio crtico del

yacimiento y para el diseno de esquemas optimos de produccion. La obtencion de

una muestra representativa de fluido, es importante para estimar las propiedades

PVT del mismo. El no contar con muestras representativas obtenidas en la vida

temprana del pozo, o antes de que la presi on del yacimiento caiga por debajo de lapresion de saturacion, se traduce en una incertidumbre considerable en el calculo

de las reservas iniciales de hidrocarburos y en el c alculo de variables de gran impor-

tancia como el factor de recobro del yacimiento, lo que trae como consecuencia, que

se tomen decisiones erroneas y los procesos y facilidades de superficie tengan que

ser redisenados en funcion de dichas incertidumbres en los calculos. A la hora de

tomar decisiones basadas en resultados que presentan incertidumbre, es necesario

tomar en cuenta la evaluacion del impacto de la data requerida para la toma de

decisiones. Por otra parte, la obtencion de muestras representativas de yacimientosde crudos pesados y extrapesados, resulta un proceso complicado, costoso y que

demanda gran cantidad de tiempo.

De ah la importancia de este estudio de cuantificar el impacto que tiene las me-

didas de la Relacion Gas-Petroleo sobre el factor de recobro de un yacimiento de

hidrocarburos, as como la obtencion de una metodologa de recombinacion que

no necesite como dato de entrada la RGPde los fluidos dentro del yacimiento y

que permita la obtencion de muestras lo mas representativas posibles de fluidos de

yacimientos de crudos pesados y extrapesados. Adicionalmente, el proyecto toma

mayor importancia, ya que Venezuela cuenta con las reservas de crudos pesados y

extrapesados mas grandes del mundo ubicadas en la Faja Petrolfera del Orinoco,

las cuales se estan cuantificando y certificando dentro del Proyecto Magna Reserva.

11


35/284


36/284


37/284


38/284


39/284

Orinoco; al Este por el Delta y al Oeste por el extremo oriental de la Cuenca

Barinas-Apure. La figura2.2muestra la ubicacion geografica de la Faja Petrolfera

del Orinoco.

Figura 2.2: Ubicacion Geografica de la Faja Petrolfera del Orinoco.

La Faja del Orinoco, esta dividida en cuatro areas operacionales:

Area Boyaca: ubicada al Centro-Sur del Estado Guarico

Area Junn:ubicada en el Sur-Este del Estado Guarico y al Sur-Oeste del

Estado Anzoategui

Area Ayacucho:ubicada en el Centro-Sur del Estado Anzoategui

Area Carabobo: ubicada en la zona Centro-Sur del Estado Monagas y

Sur-Este del Estado Anzoategui

2.1.6. Area Ayacucho

Ubicada en la region centro sur del estado Anzoategui, comprende una superficie

aproximada de 11.300km2. Limita al Norte con Yopales Sur, miga, Melones, Lejos,

Merey, Ostra, Oca, Oveja, Adas, Oritupano y Oleos; al Sur con el Ro Orinoco; al

16


40/284

este con el area de Carabobo y al Oeste con el area de Junn. El Area Ayacucho se

divide en Ayacucho norte y Ayacucho Sur. Esta ultima se divide a su vez en dos

areas: Area Pao y sector Suroeste, la cual tiene los mayores desarrollos de arena.

Por otra lado, Ayacucho representa una de las Areas con mayores reservas de

crudos pesados y extrapesados de Venezuela. Se encuentra dividida en 25 bloques

o cuadrangulos, identificados alfabeticamente de la A hasta la Y. En los Bloques

Bare y Arecuna, se encuentra el area de interes de este estudio. La figura 2.3

muestra la ubicacion geografica del Area Ayacucho.

Figura 2.3: Ubicacion Geografica del Area Ayacucho.

2.1.7. Bloque Bare

Se encuentra ubicado en el sector Nor-Occidental del Area de Ayacucho. Cuenta

con una extension de 487 K m2, y limita al Norte con los Campos Miga y Yopales

Sur; al Sur con el Bloque Huyapuri; al Este con los Bloques Carina e Irapa y al

Oeste con el Bloque Arecuna. Presenta una estructura homoclinal con buzamiento

al Norte. La figura2.4,muestra la ubicacion geografica del Bloque Bare.

17


41/284


42/284


43/284


44/284


45/284


46/284


47/284


48/284

3.2. Propiedades Fsicas de los Fluidos Dentro

del Yacimiento

3.2.1. Peso Molecular Aparente de una mezcla de Gases(Ma)

Esta propiedad de los gases, es definida como la sumatoria de las fracciones mo-

leculares (yi) de los componenetes de una mezcla de gases multiplicada por su

peso molecular (Mi) [9]. Es expresada matematicamente por medio de la siguiente

expresion:

Ma= i=1

yiMi (3.1)

Donde:

Ma: Peso molecular aparente de la mezcla gaseosa, [lb/lb mol]

Mi: Peso molecular del componente i de la mezcla, [lb/lb mol]

yi: Fraccion molar del componente i de la mezcla

3.2.2. Densidad de Mezcla de Gases (g)

La densidad de una mezcla de gas es calculada por medio de la siguiente expresion:

g =pMa

RT (3.2)

Donde:

g: Densidad de la mezcla de gas, [lb/f t3]

Ma: Peso molecular aparente de la mezcla, [lb/lb mol]

R: Constante de los gase, 10.73 [psiaft3/lb moloR]

25


49/284

T: Temperatura absoluta, [oR]

3.2.3. Gravedad Especfica de una Mezcla de Gases (g)Es definida como la relacion entre la densidad del gas y la densidad del aire [9],

ambas medidas a la mismas condiciones de presion y temperatura.

g = gair

=pMaRTpMairRT

= MaMair

(3.3)

Donde:

g: Gravedad especfica del gas

air: Densidad del aire

Mair: Peso molecular aparente del aire=28.96, [lb/lb mol]

Ma: Peso molecular aparente de la mezcla de gas, [lb/lb mol]

p: Presion, [psia]

T: Temperatura, [R]

R: Constante de los gase, 10.73 [psiaft3/lb moloR]

3.2.4. Factor de Compresibilidad (z) de los Gases (Com-

portamiento de los Gases Reales)

A valores altos de presion y temperatura, los gases reales se comportan distinto a

los gases ideales (pV = nRT). La razon, es que para la creacion de la ley de los

gases ideales, se asumio que el volumen de las moleculas es insignificante y que

no existe atraccion o repulsion molecular entre ellas, lo cual no es el caso para los

gases reales[9]. Para poder expresar con exactitud la relacion entre las variablesp, T y V; se introduce dentro de la ecuacion de los gases ideales un factor adi-

mensional (z) llamado factor de compresibilidad del gas, que es definido como la

relacion entre el volumen actual de n-moles de gas a ciertas condiciones de pre-

sion y temperatura, y el volumen ideal del mismo numero de moles a las mismas

26


50/284

condiciones de presion y temperatura:

z=Vactual

Videal=

V p

nRT (3.4)

Existen varias correlaciones para calcular el factor de compresibilidad del gas (z)

y que sutituyen al calculo grafico propuesto por Standing-Katz. Una de estas cor-

relaciones es la de Hall-Yarborough [9], la cual esta basada en la ecuacion de estado

de Starling-Carnahan y esta expresada por medio de la siguiente ecuacion:

z= 0,06125 psr t e1,2(1t2)

1

y (3.5)

Dondet= TscT

yyes la densidad reducida obtenida al resolver la siguiente ecuacion:

Apsr+y + y2 + y3 y4

(1 y)3 By2 + CyD = 0 (3.6)

Donde:

A= 0,06125 t e1,2(1t)2

B= 14,76 t 9,76 t2 + 4,58 t3

C= 90,7 t 242,2 t2 + 42,2 t3

D= 1,18 + 1,82 t

27


51/284


52/284


53/284


AP I: Gravedad API

La tabla 3.2, define el rango de valores de las variables independientes de la

ecuacion3.9.

Tabla 3.2: Rango de variables para el calculo de la densidad del petroleo

Presion Inicial [psia] 100 - 1315

Gravedad Especfica del Gas 0,5086 - 0,74

Temperatura [oF] 124 - 330

Gravedad API 7,4 - 14,5Rs [scf/STB] 12 - 111

3.2.7. Gravedad Especfica del crudo (o)

Se define como la relacion entre la densidad del crudo (o) y la densidad del agua

(o), esta ultima a condiciones estandar (T=60Fy p=14,7 psia):

o= ow

(3.10)

Donde:

o: Gravedad especfica del petroleo

o: Densidad del petroleo, [lb/f t3]

w: Densidad del agua, [lb/f t3]

La gravedad especfica, es una de las propiedades mas utilizadas para la clasifi-

cacion del crudo; sin embargo, es preferible utilizar la gravedad API (AP I) como

30


54/284


55/284


56/284


57/284

saturacion

Rs: Solubilidad del gas en el petroleo, [scf/ST B]

T: Temperatura del yacimiento, [oF]

AP I: Gravedad API


ecuacion anterior.

Tabla 3.4: Rango de variables para el calculo de la viscosidad del petroleo


Temperatura [oF] 130 - 142

Gravedad API 9,1 - 14,5Rs [scf/STB] 10 - 115

3.2.10. Factor Volumetrico del Petroleo (o)

Es un factor que representa el volumen de petroleo saturado con gas, a la presion

y temperatura del yacimiento, por unidad volumetrica de petroleo a condiciones

normales. Se denota por el smbolo o y se expresa generalmente en unidades debarriles de yacimiento (bbl) por unidades de barriles a condiciones normales (ST B)

[17].

o = Volumen de petroleo+gas en solucion a condiciones de yacimiento

Volumen de petroleo en el tanque de almacenamiento a condiciones estandar(3.14)

La figura3.5,muestra el comportamiento del factor volumetrico del petroleo (o)

con respecto a los cambios de presion en el yacimiento.

34


58/284

Figura 3.5: Comportamiento del factor volumetrico del petroleo frente a loscambios de presion

El volumen de petroleo que entra en los tanques en superficie, es menor al volumen

de petroleo que fluye dentro del pozo desde el yacimiento. Esta diferencia es con-

secuencia del gas en solucion en el petroleo. Tal y como se ve en la figura anterior,

al disminuir la presion (desde una presion mayor a la presion de burbuja), dicho

gas en solucion aumenta su volumen, produciendo un aumento en el volumen de

petroleo y por lo tanto en el o. Al llegar a la presion de burbuja, el crudo se en-cuentra saturado con el gas en solucion. En este punto, todava se tiene una mezcla

monofasica, y el o es maximo. Por debajo del punto de burbuja, se comienza a

crear una fase de gas libre, lo que trae como consecuencia que disminuya el volu-

men de petroleo y por lo tanto el o.

En 2005, Laineth Lopez [14,15], obtuvo una correlacion que representa el compor-

tamiento del factor volumetrico de crudos pesados y extrapesados de los Bloques

Bare y Arecuna a presiones menores o iguales a la presion de burbuja. La ecuacion

3.15, muestra dicha expresion:

35


59/284

o = 0, 93176 + 0, 000422061T+ 0, 000372363Rs+

+ 0, 0545485g+ 0, 00159098AP I (3.15)

Donde:

o: Factor volumetrico del petroleo, [bbl/STB]




AP I: Gravedad API del crudo residual


ecuacion anterior.

Tabla 3.5: Rango de variables para el calculo de o


Gravedad Especfica del Gas 0,5086 - 0,74

Temperatura [oF] 124 - 330Gravedad API 7,4 - 14,5

Rs [scf/STB] 12 - 111

Tal y como se menciono anteriormente, a presiones mayores que la presion de

burbuja, el factor volumetrico del petroleo disminuye debido a la compresion del

petroleo. Para calcular el efecto de la compresion del petroleo en el o, se calcula

este ultimo a la presion de burbuja por medio de la ecuacion3.15,para luego calcu-lar su valor por encima de la presion de burbuja por medio de la siguiente ecuacion:

o = obe[co(ppb)] (3.16)

36


60/284


61/284


62/284

co = Rs

o(0, 83p + 21, 75)

0, 00014go

Rs

go+ 1, 25 (T 460)

0,12 g

(3.20)

Donde:

p: Presion, [lpca]

T: Temperatura, [F]

g: Factor volumetrico del gas a la presion p, [bbl/scf] (utilizar la ecuacion4.4 de

la pagina95Rs: Solubilidad del gas a la presion p, [scf/STB]

o: Factor volumetrico del petroleo a la presion p, [bbl/STB]

o: Gravedad especfica del crudo en el tanque de almacenamiento


La figura3.7,muestra la variacion de co con respecto a los cambios de presion.

39


63/284


64/284


65/284


66/284


67/284


68/284


69/284


70/284


71/284


72/284


73/284


74/284

Figura 3.10:Acondicionamiento de pozo

caso py =pb > pwf

Figura 3.11:Acondicionamiento de pozo

casopy > pb > pwf

51


75/284


76/284


77/284


78/284


79/284


80/284


81/284


82/284

El proceso comienza a presion igual a la presion de burbujeo y a una tempera-

tura igual a la del yacimiento, la cual permanecera constante. Luego, la muestra

es expandida por etapas (mientras se agita la celda para lograr el equilibrio en-

tre las fases) hasta alcanzar la presion atmosferica (14,7 psia) y ya no exista gas

en solucion. El gas liberado en cada etapa de reduccion de presion del proceso,

es extrado de la celda, por lo que la composicion total del sistema variara en ca-

da etapa. La figura3.13, muestra las etapas de un proceso de liberacion diferencial.

Figura 3.13: Prueba de liberacion diferencial

[26]

Por medio de este proceso, se obtienen los siguientes parametros:

Relacion Gas-Petroleo en solucion, Rs

Factor Volumetrico del Petroleo,o

Factor Volumetrico Total, t

Densidad del Petroleo a presiones menores a pb, o

Factor de Compresibilidad del Gas, z

59


83/284


84/284


85/284


86/284


87/284

de manera continua; (b) habra poca produccion de agua debido a la ausencia de

acuferos; y (c) la relacion gas-petroleo aumentara rapidamente luego de alcanzar

la presion de burbuja y de sobrepasar la saturacion crtica del gas (ver figura3.14,

seccion3.8, pagina74).

Dos fases pueden ser distinguidas en yacimientos que presenten este tipo de me-

canismo de produccion: (a) cuando el yacimiento se encuentra subsaturado y (b)

cuando el yacimiento se encuentra por debajo de la presion de burbuja (satura-

do) y existe una fase libre de gas. En la primera etapa la relaci on gas-petroleo

instantanea permanecera constante hasta la presion de burbuja, mientras que la

presion declinara rapidamente, por otra parte no existira capa de gas en esta etapa

por lo que para efectos de uso de la ecuacion de balance de materiales,m = 0. Con

respecto a la segunda etapa, la relacion gas-petroleo instantanea disminuira hasta

alcanzar la saturacion crtica de gas, punto donde comenzara a aumentar hasta

cierto valor de presion. En esta etapa la presion no declinara tan rapidamente

como en la primera, debido a la presencia de una capa de gas consecuencia de la

salida del gas de la solucion.

La produccion de petroleo por medio del mecanismo de empuje por agotamiento

de presion, es tambien el mecanismo de recobro menos eficiente, resultado de la

formacion de gas a lo largo del yacimiento. En este tipo de yacimientos existira una

gran cantidad de petroleo remanente, por lo que son los mejores candidatos para

procesos de produccion secundaria. El recobro final de estos yacimientos vara

desde menos de 5 % hasta 30 % de recuperacion del POES.

3.6.3. Empuje por Capa de Gas

Los yacimientos de este tipo, se identifican por la presencia de una capa de gas, la

cual genera la energa natural necesaria para producir el petroleo del yacimiento,debido a su expansion y a la expansion del gas en solucion liberado.

Este tipo de mecanismo de produccion, se caracteriza por: (a) tener una cada de

64


88/284


89/284


90/284

3.7. Estudio del Comportamiento de los Yacimien-

tos (Ecuacion de Balance de Materiales)

3.7.1. Ecuacion de Balance de Materiales (EBM)

La ecuacion de balance de materiales (EBM), es la herramienta basica de los in-

genieros de petroleo para la interpretacion y prediccion del comportamiento de los

yacimientos, el calculo o estimacion de los volumenes inicales de hidrocarburos y

para la prediccion del recobro final de hidrocarburos bajo varios tipos de mecanis-

mos de empuje.

La ecuacion de balance de materiales en su forma mas sencilla, puede ser expresada

como:

Volumen inicial = Volumen Remanente + Volumen Removido

Si se trata al yacimiento como una caja, entonces la expresion anterior puede ser

expresada como la suma de:

1. Volumen poroso ocupado por el petroleo original en sitio:Expresado

como:

Volumen poroso ocupado por el petroleo original en sitio = N oi

Donde:

N: Petroleo origonal en sitio, [ST B]

oi: Factor volumetrico del petroleo a la presion inicial de yacimiento, [bbl/STB]

2. Volumen poroso ocupado por el gas en la capa de gas: Expresado

como:

Volumen de la capa de gas = G = mNoi

Donde m es un parametro adimensional que representa la relacion entre el

volumen de gas inicial y el volumen original de petr oleo.

67


91/284


92/284


93/284


94/284

Y que:

ce = Soico+Swicw+cf

1Swi

Se puede expresar entonces la ecuacion de balance de materiales para un yacimien-

to subsaturado como:

N= Npooicep

(3.25)

Ecuacion de Balance de Materiales para Yacimientos Saturados

Para yacimientos cuya presion sea igual a la presion de burbuja, la ecuacion de

balance de materiales planteada en la ecuacion3.23, puede ser simplificada asu-

miendo que la expansion del gas, es mucho mayor a la expansion de la roca y del

agua, y que el yacimiento es un yacimiento volumetrico y sin inyeccion de fluidos;

quedando entonces como:

N= Npo+ (Gp NpRs) g(o oi) + (Rsi Rs) g

(3.26)

3.7.2. Consideraciones Basicas de la Ecuacion de Balance

de Materiales

Los calculos de la EBM, estan basados en cambios en las condiciones del yacimientoen periodos cortos de tiempo durante la historia de produccion. Las consideraciones

basicas de la EBM son las siguientes [9]:

Se asume temperatura constante

71


95/284


96/284


97/284


98/284


99/284


100/284

3.8.2. Metodo de Tracy

Tracy en 1955, sugirio que la ecuacion general de balance de materiales poda ser

reacomodada y expresada en terminos de tres (3) funciones de variables PVT. Los

calculos del metodo de Tracy se proponene para una serie de cadas de presiondesde una presion conocida del yacimiento hasta una presion supuesta.

3.8.3. Metodo de Muskat

En 1945, Muskat hizo uso de la ecuacion de balance de materiales en forma dife-

rencial. Muskat considero al yacimiento como un medio poroso homogeneo y de

presion uniforme.

3.8.4. Metodo de Tarner

En 1944, Tarner sugirio una tecnica iterativa para la prediccion del petroleo pro-

ducido acumulado Np y del gas producido acumulado Gp como funcion de la pre-

sion del yacimiento. El metodo se basa en la solucion de la ecuacion de balance

de materiales y de la ecuacion de la relacion gas-petroleo instantanea (GOR) para

una cada de presion desde p1 hasta p2. este metodo puede ser utilizado para

la prediccion el comportamiento de los yacimientos bajo diferentes mecanismos

de produccion. Para el uso de la metodologa de Tarner, es necesario conocer laspropiedades fsicas de los fluidos del yacimiento. Un valor especfico de petroleo

original en sitio (N) no es necesario.

Siendo este el metodo de prediccion del comportamiento del yacimiento a emplear

como parte de la metodologa del trabajo de investigacion, el mismo sera amplia-

mente explicado en el captulo 4.

77


101/284


102/284


103/284


104/284


105/284


106/284


107/284

4.5.1. Recopilacion Teorica

La investigacion tecnica y bibliografica necesaria para la realizacion del estudio

planteado se obtuvo a traves de la aplicacion RIPPET (Red de Informacion

Petrolera y Petroqumica), de la revision de informes tecnicos, reportes y trabajosespeciales de grado. De esta investigacion, se verificaron entre otros, los parametros

que afectan la solubilidad del gas en el crudo, las metodologas de recombinacion

utilizadas en PDVSA Intevep, los parametros necesarios para la relizacion del tra-

bajo experimiental (RGP de la muestra de fondo, Tyac y pyac), la metodologa

de muestreo, las diferentes correlaciones con las que se calcularan las propiedades

PVT de los fluidos estudiados y las variables que intervienen en el calculo de factor

de recobro y otros valores por medio del metodo iterativo de Tarner, en especial

la presion inicial de los yacimientos estudiados, la presion actual, la presion deburbuja de cada uno, el POES y la saturacion inicial de agua.

4.5.2. Identificacion de Parametros que Afectan la Solubi-

lidad del Gas en el Crudo

El proceso de recombinacion de muestras de gas y de crudo, consiste en hacer

que el gas entre en solucion dentro del crudo a ciertas condiciones de presi on y

temperatura. Son justamente estos parametros los que afectan la solubilidad del

gas dentro de un crudo, haciendo que esta sea mayor o menor en algunos de los

casos de la siguiente manera:

La solubilidad de un gas en un lquido aumenta a medida que aumenta la

presion [24], [30]; es decir que la solubilidad de un gas es proporcional a la

presion. Para este trabajo la presion de burbuja (tablas4.1y4.2) representa

la presion de yacimiento, por lo que para el proceso de recombinacion se

tomo una presion de 1500 psiapor ser esta mayor que la presion de burbuja

de cada una de las muestras.

La solubilidad de ciertos gases; como por ejemplo el metano, aumenta con

la disminucion de la temperatura. La figura3.8, [22], muestra que para el

caso del metano, el mayor valor de solubilidad se obtiene a temperaturas

84


108/284


109/284


110/284


111/284


112/284


113/284

Tabla 4.6: Valores de parametros de recombinacion de muestras de superficie de

los procesos C y D

Procesos de Recombinacion C y DPresion de recombinacion [psia] 1500

Temperatura de recombinacion [oF] Tyac

Tabla 4.7: Valores de parametros de recombinacion de muestras de superficie de

los procesos E y F

Procesos de Recombinacion E y F

Presion de recombinacion [psia] pb

Temperatura de recombinacion [oF] 80

4.5.4. Toma de Muestras

La toma de muestra fue realizada en los Bloques Bare y Arecuna del Area Ayacu-

cho, especficamente en los pozos MFB-505 del Bloque Bare, MFA-214 del Bloque

Arecuna. Las muestras fueron tomadas del cabezal de los pozos, tomando el gas del

casing, y el lquido directamente del tubing. La toma de gas se realizo por medio

de la tecnica de llenado de recipiente despresurizado (seccion3.5.3 60), mientras

que el lquido fue llevado directamente al recipiente de muestreo. Las tablas 4.8 y

4.9, muestran la informacion de las condiciones de presion de casing y de tubing

de los pozos al momento del muestreo.

Tabla 4.8: Informacion de toma de muestra de pozo del Bloque Bare

Bloque Bare

Pozo MFB-505

pcasing [psi] 150

ptubing [psi] 137

90


114/284


115/284

Manejo y Transferencia de Muestras de Lquido

Las muestras de lquido fueron transferidas directamente del cabezal del pozo al

recipiente de recoleccion. En el laboratorio, se transfirieron las muestras de lquido

de cada uno de los pozos directamente del envase de recoleccion a cilindros depiston.

4.5.5. Separacion Instantanea o Flash

En los procesos de separacion flash, se utilizaron los siguientes equipos: equipo

PVT Ruska con mercurio, gasometro de doble celda, viales (separadores), bomba

de vaco, balanza electronica, lneas y conexiones.

Para poder realizar los calculos de relacion-gas petroleo (RGP) de las muestras

recombinadas, se realizaron procesos de separacion flash. La separacion flash con-

siste en separar el gas del lquido de una manera instantanea; al hacerlo pasar

desde una presion y temperatura incial cualesquiera, hasta una presion igual a la

presion y temperatura atmosfericas. Para esto, se conecta un pequeno vial a la

celda PVT. El vial por su parte, estara conectado a un gasometro que servira para

la medicion de volumenes de gas. La celda PVT estara a la presion y temperatu-

ra del yacimiento o de la prueba de recombinacion, mientras que el vial estara a

condiciones atmosfericas. Al abrir la valvula de la celda PVT, el fluido pasara por

diferencias de presiones de la celda al vial. Debido a esta diferencia de presiones,

el gas que se encontraba en solucion dentro del lquido, se liberara de este ulti-

mo de forma instantanea. El gas liberado, pasara del vial al gasometro, donde se

medira la cantidad de gas liberado, mientras que el lquido se quedara en el vial.

Para realizar estudios de composicion al gas obtenido de una separacion flash, se

transfiere el gas liberado de la prueba y almacenado en el gasometro, a un cilindro

al cual se le realizo vaco. El gas pasara del gasometro al cilindro por diferencias

de presiones. Una vez que el gas haya entrado por completo dentro del cilindro,

este ultimo sera introducido en un recipiente con nitrogeno lquido por un perodo

de 2minpara comprimir el gas. Luego de comprimir el gas, el cilindro sera puesto

92


116/284


117/284


118/284

Factor de Compresibilidad del Gas (zg)

El factor de compresibilidad del gas es calculado por medio de la correlacion de

Hall-Yarborough (1973) [9]:

z= 0,06125 psr t e1,2(1t2)

1

y (4.2)

Donde t= TscT

y y es la densidad reducida obtenida de la solucion de la siguiente

ecuacion:

Apsr+ y + y2

+ y3

y4

(1 y)3 By2 + CyD = 0 (4.3)

Donde:

A= 0,06125 t e1,2(1t)2

B= 14,76 t 9,76 t2 + 4,58 t3

C= 90,7 t 242,2 t2 + 42,2 t3

D= 1,18 + 1,82 t

A su vez los valores de psc y Tsc, se obtienen de las correlaciones de Erbar, asu-

miendo que no existen acumulaciones significativas de N, C O2 niH2S.

Factor Volumetrico del Gas (g)

La ecuacion utilizada fue la siguiene:

g = 0,00504

zT

p

(4.4)

95


119/284


120/284


121/284

Donde:

o: Factor volumetrico del petroleo, [bbl/ST B]





La tabla3.5(captulo3, seccion3.2.10, pagina36), muestra el rango de aplicacion

de la ecuacion anterior.

Factor Volumetrico Total (t)

Se utilizo la siguiente ecuacion:

t = o+ g (Rsi Rs) (4.8)

Viscosidad del Petroleo (o)

Se utilizo la correlacion creada por Laineth Lopez [14], [15], para crudos pesados y

extrapesados de los Campos Bare y Arecuna. La siguiente ecuacion muestra dicha

expresion:

o = e15,21270,0339308T0,000113009p0,00194864Rs0,374708API (4.9)

Donde:

o: Viscosidad del petroleo saturado, [cp]

p: Presion del yacimiento, [psia]; para crudos saturados y por debajo de presion

de saturacion

98


122/284



AP I: Gravedad API

La tabla3.4(captulo3,seccion3.5.4,pagina34), muestra el rango de aplicacion


Gas en Solucion (Rs)

Se utilizo la correlacion creada por Laineth Lopez [14], [15], para crudos pesados y

extrapesados de los Campos Bare y Arecuna. La siguiente ecuacion muestra dicha

expresion:

Rs = 36, 6135 + 0, 0830159p 0, 052482T+

+ 51, 479g+ 1, 98597AP I (4.10)

Donde:

Rs: Solubilidad del gas a la presion p, [scf/STB]p: Presion, [psia]

T: Temperatura, [F]

g: Gravedad especfica del gas liberado


La tabla3.6(captulo3, seccion3.2.13, pagina43), muestra el rango de aplicacion


4.5.8. Metodo de Prediccion de Tarner

Por medio del metodo de Tarner, se puede predecir (segun la ecuacion de balance

de materiales y la ecuacion de la relacion gas petroleo instantanea) la produccion

99


123/284

acumulada de gas y petroleo,Gpy Np respectivamente, como funcion de la presion

del yacimiento. Tanto los valores de las propiedades PVT senaladas, como el POES

(N) del yacimiento, la saturacion de agua inicial (Swi) del yacimiento y la presion

de abandono (pa), constituyen los datos de entrada para el c alculo del factor de

recobro.

Los siguientes, son los pasos que se siguen para calcular Gp yNp de un yacimiento

saturado (py = pb) por medio del metodo de Tarner:

1. Se selecciona una presion p2 por debajo de la presion inicial del yacimiento

(con p1 = pb), y se obtiene la data PVT necesaria para esa presi on p2. Los

valores Np1 y Gp1 a la presion de burbuja (presion inicial del yacimiento)

seran iguales a cero.

2. Se estima la produccion acumulada de petroleo Np2 a la presion p2.

3. Con el valor de Np2, se calcula el valor de la produccion acumulada de gas

Gp2despejandola de la EBM para yacimientos saturados (ecuacion3.26). Del

despeje se obtiene:

Gp2= N

(Rsi Rs) oi og

Np2

og

Rs

(4.11)

Donde:

Gp2: Produccion acumulada de gas a la presionp2, [scf]

N: Petroleo original en sitio (POES), [ST B]

Np2: Produccion acumulada de petroleo al presionp2, [ST B]

Rsi: Gas en solucion a la presion inicial, [scf/ST B]Rs: Gas en solucion a la presion p2, [scf/ST B]

oi: Factor volumetrico del petroleo a la presion inicial, [bbl/ST B]

o: Factor volumetrico del petroleo a la presion p2, [bbl/ST B]

100


124/284

g: Factor volumetrico del gas a la presionp2, [bbl/scf]

Consideraciones Tecnicas

El valor deNno afecta los resultados obtenidos de la aplicacion del metodo,por lo que puede tomar cualquier valor[31].

4. Se calculan las saturaciones de gas y de petroleo a la Np2 asumida y se se-

lecciona la presionp2al aplicar las ecuaciones3.31y3.30respectivamente, o:

So = (1 Swi) 1 Np2N

ooi

So = (1 Swi)

1 Np2N

ooi

Sg = 1 So Swi

5. Se determina la relacionKrg/Kro correspondiente a la presionp2, y con ella

se calcula la relacion gas-petroleo instantanea a la presion p2 ((GOR)2) por

medio de la siguiente ecuacion:

(GOR)2=

Rs+

KrgKro

oogg

2

(4.12)

Consideraciones tecnicas

Si no se cuenta con datos de laboratorio correspondientes a los valores de

Krg yKro, se utilizan las siguientes ecuaciones derivadas por Corey:

Ko= (S

o)4

101


125/284


126/284


127/284


128/284

4.6. Descripcion de Herramientas y Equipos Uti-

lizados

4.6.1. Herramientas y Equipos Computacionales

Red de Informacion Petrolera y Petroqumica (RIPPET R)

El RIPPET es un sistema en lnea que permite el acceso a publicaciones de trabajos

de investigacion desarrollados en la empresa. En el sistema se puede encontrar

documentacion tecnica, as como tambien charlas, simposium etc.

Figura 4.3: Pantalla Principal de Red de Informacion Petrolera y Petroqumica

(RIPPET)

Hoja de Calculo de Microsoft (Excel)

Aplicacion de Microsoft, integrada en el entorno Windows, que tiene como finali-

dad la realizacion de calculos para la obtencion de datos y su representacion grafica

para faciltar su interpretacion.

Por medio de la utilizacion de Excel, fue posible para este trabajo, presentar los

resultados en tablas y en graficas de presion vs tiempo y volumen vs tiempo, de

105


129/284

los procesos de recombinacion planteados y aplicados a cada muestra de fluido.

Matlab R

MATLAB Res una aplicacion de computacion que integra programacion de calculonumerico (orientado a matrices y vectores), y visualizacion, donde las soluciones

son presentadas en notacion matematica. El programa permite entre otras: (a)

realizar operaciones matematicas; (b) desarrollar algoritmos; (c) adquirir, analizar,

explorar y visualizar datos; (d) modelaje y simular procesos; (e) realizar graficos

cientficos y de ingeniera.

Por medio de la utilizacion de Matlab R, se obtienen para este trabajo de inves-

tigacion, las graficas y tablas de las propiedads PVT de los fluidos, las gr aficas ytablas de los datos de produccion y calculo de factor de recobro para cada fluido,

y por ultimo las grafica y tablas comparativas de prediccion de factor de recobro

para cada fluido.

Figura 4.4: Pantalla Principal de Matlab R

106


130/284

Algoritmo blackoilPVT

blackoilPVT [32], fue utilizado para el calculo de las propiedades PVT de petroleos

negros pesados y extrapesados por medio de las correlaciones descritas en parrafos

anteriores. El algoritmo arroja como resultado las graficas de Rs vsp, o vsp, g

vs p y zg vsp, as como una tabla con los valores deRs, o, g, zg, oyg.

Algoritmo forecast

forecast [31], consiste en un par de modulos realizados en Matlab R, cuyas

funciones se mencionan a continuacion:

. forecast: Ejecucion de cualquiera de los metodos de prediccion (Tracy,

Muskat, Tarner), obteniendo como salida las graficas de p vs Np/N, p vsNp, GOR vs p y Gp vsp junto con una tabla de resultados.

. forecast comparison: Ejecucion de los tres metodos en conjunto. Como re-

sultado se obtienen las graficas de cada uno de los metodos y adicionalmente

se obtienen dos graficas, las cuales muestran la produccion estimada por cada

uno de los metodos de prediccion en conjunto.

La figura mostrada en la pagina siguiente, muestra el diagrama de flujo del algo-

ritmo forecast.

Algoritmo tarner comparison

Modulo realizado en Matlab R, que tiene como funcion, presentar graficamente

los valores de factor de recobro vs presion, obtenidos de la aplicacion del metodo

de prediccion de Tarner para diferentes valores de relacion gas-petroleo (RGP).

De igual manera, el algoritmo presenta una tabla de resultados de presion y factor

de recobro.

107


131/284


132/284

4.6.2. Herramientas y Equipos de Laboratorio

Celda PVT Ruska con Mercurio

La celda PVT Ruska con mercurio, es utilizada para el estudio PVT de muestras

monofasicas de fluidos de yacimientos. Cuenta con un volumen maximo de 500 cc,

y una presion maxima de trabajo de 10.000 psia. La celda se encuentra en un ba no

de aceite en constante agitacion a una temperatura maxima de 300F (150C). La

temperatura del bano termico es controlada por medio de una termocupla con un

rango de operacion de 0-3500F, una apreciacion de 1.5Fy una potencia de 230

V. La celda es completamente hermetica, y es presurizada con mercurio, el cual

actua como piston y agitador. Para controlar la presion de la celda se cuenta con

una bomba manual de desplazamiento positivo la cual tiene un rango de operacion

de 0,000-250 mm de mercurio y con una apreciacion de 0,001 mm de mercurio.

Para la medicion de la presion, la celda cuenta con un manometro marca Heise

Newton, la cual tiene un rango de operacion de 15-10.000 psia y una apreciacion

de 10psia. Un motor de agitacion, permite la agitacion de la celda PVT. La figura

4.6, muestra una celda PVT Ruska con mercurio.

Figura 4.6: Celda PVT Ruska con mercurio

109


133/284

Gasometro de Doble Celda

De marca Ruska, tiene una capacidad total de 3.000 cc distribuida entre las dos

camaras de almacenamiento de la siguiente manera: (a) 2.000 cc la camara izquier-

da con una apreciacion de 2 cc; y (b) 1.000 cc la camara derecha con una apreciacionde 1 cc. La presion maxima de trabajo del gasometro es de 50 in de agua (1,8 psia).

La figura4.7,muestra un gasometro de doble celda.

Figura 4.7: Gasometro de doble celda

Bomba de Desplazamiento Positivo ISCO

Marca Isco. Su funcionamiento consiste en un tornillo infinito que empuja el agua

desde el recipiente almacenador hasta la salida de la bomba. La bomba utilizada

(Modelo 260D), consta con una rango de 0-7500 psi, con una apreciacion de 1 psi.

La figura4.8,muestra la bomba de desplazamiento positivo utilizada.

Compresor de GasMaraca Haskel Inc. El compresor utilizado es del tipo dos etapas. Consta con una

presion maxima de entrada de 3.500 psi y una presi on maxima de salida de 20.000

psi. La figura4.9, muestra un compresor de gas.

110


134/284


135/284

Cilindro de Recoleccion y Analisis de Muestras de Gas

La figura4.10,muestra los cilindros utilizados para el analisis del gas liberado en

una separacion flash. Los cilindros tienen un volumen maximo de 150 cc y resisten

una presion maxima de 1.800 psia.

Figura 4.10: Cilindro para recoleccion y analisis de muestras de gas

Cilindro con Piston Flotante

La figura4.11, muestra un cilindro con piston flotante utilizados para el almace-

namiento e inyeccion de los fluidos. El piston puede ser desplazado por agua, y

separa al cilindro en dos camaras, una donde se transferira la muestra (bien sea de

gas o lquido), y otra camara donde se inyectara el agua que desplazara al piston.

Los cilindros con piston flotante, tienen un volumen maximo de 750 cc y resisten

una presion maxima de 10.000 psia.

Cilindros para Toma de Muestras de GasLa figura 4.11, muestra un cilindro para la toma de muestra de gas. El cilindro

tiene una capacidad maxima de 20 lts y resisten una presion maxima de 80 psia.

112


136/284

Figura 4.11: Cilindro con piston flotante (a) y cilindro para recoleccion demuestras de gas (b)

Envase para Toma de Muestra de Lquido

La figura4.12, muestra un envase para la toma de muestra de lquido. El mismo

tiene una capacidad de 25 litros.

Figura 4.12: Envase para toma de muestra de lquido

113


137/284


138/284


139/284


140/284

De un estudio de simulacion realizado sobre el yacimiento [35], se conto con data

petrofsica que fue utilizada para el calculo del POES (por medio de programas

de simulacion) y saturacion de agua en la zona de petroleo. Los valores obtenidos

son respectivamente de 271 MMSTB y 21%.

La tabla5.3 resume las caractersticas del yacimiento MFA-2 del bloque Arecuna.

Tabla 5.3: Datos de pozo MFB-505

Pozo MFA-214

Bloque Arecuna

Yacimiento MFA-2Arena U3

pi [psia] 1200

pb [psia] 1005

Tyac. [oF] 140

pactual [psia]

RGPfondo [scf/STB] 97oAP I 9.8

POES [MMSTB] 271.3Sw [ %] 21

5.2. Toma de Muestras

Las tablas5.4y5.5muestran los resultados obtenidos luego de aplicar los proce-

dimientos para la toma de muestras de crudo muerto y gas del cabezal de los pozos

MFB-505 del Bloque Bare y MFA-214 del Bloque Arecuna respectivamente.

117


141/284

Tabla 5.4: Informacion de toma de muestra de pozo del Bloque Bare

Cantidad de gas tomado 60 lts (*)

Cantidad de lquido tomado 25 lts

(*) Dicho volumen distribuido en 3 cilindros de recolecc

TEG(Leogil)1

Documents

Transcript of TEG(Leogil)1