caracterizacion fisica de los yacimientos

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Caracterización Física de los Yacimientos

CaracterizaciónFísica de los Yacimientos



CONTENIDO

1. Caracterización Termodinámica de los Yacimientos

2. Muestras y Pruebas PVT

3. Correlaciones para estimar propiedades PVT

4. Variación de la composición de la mezcla con profundidad

5. Propiedades del Gas Natural

6. Propiedades Petrofísicas

7. Compresibilidad



INTRODUCCION



Fáctores físicos que controlan el comportamientode fases

• Presión• Temperatura• Atracción Molecular• Repulsión Molecular

• Presión• Atracción Molecular

• Temperatura• Repulsión Molecular

Confinanlas moléculas

Dispersanlas moléculas



Diagrama de fases de una mezcla de Gas natural-Gasolina natural2

130060 80 100 120 140 160 180 200 220 240 260

1400

1500

1600

1700

1800

1900

2000

2100

2200

2300

2400

2500

2600

2700

c



Diagrama de Fases de una mezcla de gasnatural - gasolina natural2

60

27002600

100%90%80%70%60%

50%

40%

30%

20%10%

25002400

230022002100

20001900

180017001600150014001300

80 100 120 140 160TEMPERATURA, °F

GAS

0%

LÍQUIDOA % LÍQUIDO

PR

ES

IÓN

, Lp

ca

180 200 220 240 260

LÍQUIDO + VAPOR (GAS)



Diagrama de fases generalizado de un gas condensado

PRES

IÓN

Lpc

a

TEM PERATU RA °F

R

T

A

C

C U RVA D E BU RBU J EO

1 00 % G A S

20% LÍQ U ID O40% LÍQ U ID O

60% LÍQ U ID O80% LÍQ U ID O

100% LÍQ U ID O

C U RVA D E RO C IO



Diagrama de fases para diferentes tiposde crudos y gases

PR

ES

IÓN

TEM PERATU R A

Pcdb

Pcdb

Tcdt

Tcdt

Tcdt

Tc (Tcdt)

G as Seco

G as C ondensado

Petró leo Volatil

Petró leo N egro

Pc

Pc

Pc (Pcdb)

Pc

Pcdb

Tc

Tc

Tc

C

C

C

C



Clasificación de los yacimientos en basea los hidrocarburos que contienen

Yacimientos de Gas 1. Gas seco

2. Gas Húmedo

3. Gas Condensado

Yacimientos de

Petróleo

1. Petróleo de altavolatilidad(Cuasicrítico)

2. Petróleo de bajavolatilidad(Petróleo negro)

a) Livianob) Medianoc) Pesadod) Extrapesado



Composiciones típicas de mezclas provenientesde yacimientos de hidrocarburos

Componente Gas condensado Petróleo volátil Petróleo negro

C1

C2

C3

iC4-nC4

iC5-nC5

C6

C7+

MC7+

RGL, PCN/BN

Líquido de

tanque

Gas seco Gas húmedo

96.0

2.0

1.0

0.5

0.5

-

-

-

-

API

color

90.0

3.0

2.0

2.0

1.0

0.5

1.5

115

26000

60°

IncoloroAmarillo Claro

75.0

7.0

4.5

3.0

2.0

2.5

6.0

125

7000

55°

Amarillo ClaroAmarillo

Amarillo Oscuro

Negro

60.0

8.0

4.0

4.0

3.0

4.0

17.0

180

2000

50°

48.83

2.75

1.93

1.60

1.15

1.59

42.15

225

625

34.3°



Diagrama de fases de los fluidos de un yacimientode petróleo negro con capa de gas

PR

ES

IÓN

TEMPERATURA

PRESION INICIALDEL YACIMIENTO

TEMPERATURADEL YACIMIENTO FLUIDO TOTAL

DEL YACIMIENTO

GAS Cg

C

LIQUIDO(PETRÓLEO)

SEPARADOR



Clasificación de los Yacimientos en baseal diagrama de fases6

PR

ES

IÓN

DE

L Y

AC

IMIE

NT

O L

pca

TEM PER ATU R A D EL YAC IM IEN TO °F

4000

3500

3000

2500

2000

1500

1000

5000 50 100 150 200 250

PUNTO DE

BURBUJEO

VOLUMEN DEL LIQ

UIDO

PU N TOC R ÍTIC O

PU N TOD E R O C IO

PU

NT

O D

EC

OIN

CID

EN

CIA

TE

RM

ICO

= 2

50°F

CA

MIN

O S

EG

UID

O P

OR

EL

FLU

IDO

DE

L Y

AC

IMIE

NT

O

Te=

127

°F

CA

MIN

O S

EG

UID

O P

OR

EL

FLU

IDO

PR

OD

UC

IDO

C

300 350

50%

40%

20%

10%

5%

0%A 2 B3

A1

B2

B

D



Rango de los parámetros de propiedadespara diferentes tipos de yacimientos

Gas seco Gas condensado Petróleo volátil Petróleo negro

> 100.000 5.000 a 10.000 2.000 a 5.000 < 2.000Relación Gas-líquido (Pet. O Cond.) PCN/BN

-------- 40 - 60° > 40° £ 40°Gravedad API del líquido de tanque

-------- Incoloro

Amarillo claro

Amarillo oscuro Negro verde-oscuro

Color del líquido

del tanque

--------Factor volumétrico del petróleo (o cond.) BY/BN > 1.5 < 1.5

C1 > 90%

C5 +< 1%

Composición del

fluido original

C7 + < 12.5%

C1 > 60%

C7 + > 12.5%

C1 + £ 60%

C7 + > 40%

C1 < 50%

--------

> Tcdt * 200 - 400 °F

TC < T < TcdtT » TC**

T < TCTemperatura del Yacimiento

* Temperatura Cricondentérmica

** Temperatura Crítica

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Parámetros para Clasificar Yacimientos en Base a la Mezcla de Hidrocarburos

A) Medidos en Campo:•Presión•Temperatura•RGP•Gravedad API•Color del Líquido de tanque

B) Medidos en laboratorio:•Se usan muestras represen-•tativas•Simulan comportamiento de fluidos durante agotamiento isotérmico de presión.



Caracterización Termodinámica

De los Yacimientos

CAPÍTULO 1



Parámetros para Clasificar Yacimientos en Base a la Mezcla de Hidrocarburos

A) Medidos en Campo:•Presión•Temperatura•RGP•Gravedad API•Color del Líquido de tanque

B) Medidos en laboratorio:•Se usan muestras represen-•tativas•Simulan comportamiento de fluidos durante agotamiento isotérmico de presión.



Yacimientos de Gas Seco

• Ty > Tcdt

•La mezcla de hidrocarburos se mantiene en fase gaseosa en el yacimiento y en la superficie.

•El gas es mayoritariamente Metano (% C1 >90%)

•Sólo se pueden extraer líquidos por procesos criogénicos (Bajo 0°F)



Yacimientos de Gas Húmedo

• Ty > Tcdt

• La mezcla de hidrocarburos permanece en estado gaseoso en el yacimiento. En la superficie cae en la región bifásica.

• Líquido producido es incoloro y de API > 60°

• Tienen mayor porcentaje de componentes intermedios que los gases secos.



Yacimientos de Gas Condensado

• Tc < Ty < Tcdt

• La mezcla de hidrocarburos se encuentra en fase gaseosa o en el punto de rocío a las condiciones iniciales del yacimiento.

• El gas presenta condensación retrógrada durante el agotamiento isotérmico de la presión.

• Se puede definir como un gas con líquido disuelto.

• La reducción de p y T en el sistema de producción hace que se penetre en la región bifásica y origina en la superficie:

* Condensado: Incoloro - Amarillo (se ha reportado negro)

* API 40° - 60°

* RGC: 5000 - 100.000 PCN/BN



Yacimientos de Petróleo de Alta Volatilidad(Cuasi crítico)

• Ty ligeramente inferior a Tc.• La mezcla de hidrocarburos a condiciones iniciales, se encuentra en estado

líquido cerca del punto crítico.• Equilibrio de fase en estos yacimientos es precario. Alto encogimiento del crudo

cuando la presión del yacimiento cae por debajo de Pb.• El líquido producido tiene las siguientes características:

* Color amarillo oscuro a negro.

* API > 40°

* RGP entre 2.000 - 5.000 PCN / BN

* Bo > 1,5 BY / BN.



Yacimientos de Petróleo Negro (Baja volatilidad)

• Ty << Tc

•Tienen alto porcentaje de C7+ (> 40%). El líquido producido tienelas siguientes características:

* Color negro o verde oscuro* API < 40* RGP < 2.000 PCN / BN* Bo < 1,5 BY/ BN



Yacimientos de Petróleo Negro (Baja Volatilidad)

• Si hay capa de gas se podrían tener tres diagramas de fases correspondientes a:

• Crudo de la zona de petróleo

• Gas de la capa de gas.

• Mezcla de ambos (como si todo el gas libre estuviera en solución)

• Clasificación UNITAR:

* Livianos 30 <° API <40

* Medianos 20 <° API < 30

* Pesados 10 <° API < 20

* Extra pesados (Bitúmenes) ° API<10

• Ojo: MEM de Venezuela usa 21,9 en vez de 20 para delimitar medianos y pesados.



Muestras y Pruebas PVT

CAPÍTULO 2



Análisis PVT

• Pruebas de laboratorio de los fluidos de un yacimiento petrolífero, para determinar propiedades y su variación con presión. La muestra debe ser representativa del fluido original en el yacimiento.

• Deben simular el proceso de liberación gas - petróleo desde el yacimiento hasta los separadores.

• Dos tipos de liberación ocurren:

* DIFERENCIAL.

* INSTANTANEA



Proceso de Liberación Diferencial5

P E TR Ó LE O

p 1 p 2 p 2 p 2 p 3 p 3

Vt1

Vt3

Vo 3Vo 2

Vo 2

Vt2

P E TR Ó LE O

P E TR Ó LE O

P E TR Ó LE O

P E TR Ó LE O

> >

G ASG AS

G AS



Variación Presión-Volumen durante la liberación diferencial

P3 P2 Pb Pi PRESIÓN

PUNTO DE BURBUJEO

Vo3

Vo2

Vt2Vt3

VO

LUM

EN Vb

Vi



Proceso de liberación instantánea5

PETR Ó LEO

p 1 p 2 p =p3 b p 4 p 5 p 6

V 1

V 5

V 6

V 4

V 2 V 3PETRÓ LEO

PETRÓ LEO

PETR Ó LEO

PETR Ó LEO

PETRÓ LEO

> > >>

GAS GASGAS



Variación Presión-Volumen durante la liberación instantánea5

p6

V6

V5

V4

V3

V2 V1

p3 p2 p1 PRESIÓN

PUNTO DE BURBUJEO

VO

LU

ME

N T

OTA

L



Liberación de Gas en el Yacimiento

• Depende de la saturación de gas libre Sg en la zona de petróleo.

• Sg Sgc Kg = 0. El gas no se mueve.• - Liberación TIPO INSTANTANEA• - Ocurre al comienzo de la vida productiva o si

hay acuífero muy activo• Sg > Sgc Kg > 0 el gas libre se mueve.

o

o

g

g KK



Liberación de Gas en el Yacimiento

• Fase gaseosa se mueve hacia el pozo a tasa de flujo mayor que la líquida.

• Composición total del sistema cambia en un volumen de control dado.

• Liberación TIPO DIFERENCIAL.• Ocurre cuando la presión del yacimiento cae por debajo del Pb

RGP > Rs.

La liberación de gas en el yacimiento se considera intermedia entre diferencial e instantánea aunque se acerca más a diferencial, debido a la elevada caída de presión en la cercanía a los pozos.



Liberación de Gas en la Superficie

• Gas y líquido se mantienen en contacto en:

* Tuberías de Producción.

* Líneas de Flujo.

* Separadores.• No hay cambio de la composición total del sistema.• Hay agitación permanente.• Hay equilibrio entre las fases.• Liberación TIPO INSTANTANEA.• Si hay varios separadores, se acerca a

DIFERENCIAL.



Tiempo para Tomar las Muestras para Garantizar Representatividad del Fluido Original del Yacimiento.

• Apenas comienza la producción.

- p pb.

- Si p < pb puede ocurrir:

- Sg Sgc RGP < Rsi• La muestra tiene en solución menos gas que el original.• Presión de burbujeo medida, menor que la presión de burbujeo

verdadera y menor que la presión inicial del yacimiento.

- Sg > Sgc• La muestra puede tener exceso de gas.• Presión de burbujeo obtenida mayor que la presión actual del

yacimiento, eventualmente mayor que la presión original.



Número de Muestras

• Yacimientos Pequeños (una muestra representativa).• Yacimientos grandes y / o muy heterogéneos:

- Se requieren muestras de diferentes pozos.

- Variaciones de la composición de la mezcla vertical y arealmente.

• Yacimientos de gran espesor:

- Propiedades del petróleo pueden variar grandemente con profundidad.

- Requiere técnicas especiales para tomar muestras representativas de un intervalo dado.



Escogencia del Pozo para Muestreo

• Pozo nuevo con alto índice de productividad.

- Evitar:

a) Pozos con daño.

b) Estimular antes del muestreo.• No debe producir agua. Si no hay manera de evitarlo:

a) Muestrear sólo la columna de petróleo con

el pozo cerrado o se toma las muestras en

superficie en un separador trifásico.• Producción estabilizada (sin o poco cabeceo)• La RGP y API del pozo de prueba deben ser representativos de varios

pozos.• Evitar muestreos de pozos cercanos a los contactos GP o AP. De ser

imposible, escoger pozo de gran espesor en la columna de petróleo.



Acondicionamiento del pozo para Muestreo

• Reemplazar crudo alterado (no representativo) del pozo y sus zonas adyacentes con crudo representativo del original del yacimiento.

• Factor más importante es estabilización.

- Presiones de cabezal y fondo estables.

- Tasas de producción de gas y petróleo estables.

• Se logra reduciendo las tasas de producción (Gas y Petróleo).



Recomendaciones API para acondicionar el pozo para muestreo

• Colocar en observación el pozo durante 24 horas para medir ql, qg, RGP y pwf.

• Si las tasas son estables, reducir ql en 30 a 50 % y se espera que RGP se estabilice.

• Se continua reduciendo ql hasta obtener bajas tasas de flujo estabilizadas (sin cabeceo).



Efectos de Reducción de ql sobre RGP

• RGP PERMANECE ESTABLE

- Crudo subsaturado.

- Pozo está acondicionado para el muestreo

py > pwf > pb

• RGP DISMINUYE.

- Hay liberación de gas cerca del pozo, pero no hay

movilidad (Sg< Sgc).

- Crudo en el yacimiento puede estar:

... Ligeramente subsaturado py> pb > pwf

…Saturado con py= pb > pwf• - RGP < Rsi y hay que reducir ql para disolver el gas libre en el

crudo.



Distribución de presión en un yacimiento saturado bajo diferentes tasas de producción

RADIO DEDRENAJE

q1>q2

Pb=Py

q1

q2

Pwf2

Pwf1



Distribución de presión en un yacimientosub-saturado bajo diferentes tasas de producción

R AD IO D ED R EN AJE

q1>q2

Py

q1

q2

Pw f2

Pw f1

Pb



Efectos de Reducción de ql sobre RGP (cont)

• RGP AUMENTA:

- Hay flujo simultáneo de gas y petróleo en la

formación. (Sg>Sgc)

- Dependiendo de la py se puede dar.

.... py = pb > pwf pozo se debe acondicionar

como el caso anterior.

.... pb > py > pwf las condiciones iniciales no

se logran acondicionando el pozo. No se

pueden obtener muestras representativas del

fluido original.



Tipos de Muestreos

• Muestras de Fondo.

• Muestras de Separador (Recombinadas)

• Muestras de Cabezal.



Muestras de Fondo

• Herramientas:

- Muestreador de 6´de longitud y 1 - 1/2’’de diámetro.

- Cámara de 600 - 700 cc.

- Permite acumular muestras de petróleo y gas en

solución, a p y T del punto de muestreo.• Número de Muestras:

- Mínimo 3.

- Medir pb en el campo.

- Aceptar si la diferencia de pb es de 20 - 30 lpc.

- Caso contrario la herramienta está funcionando mal

o el pozo no ha sido bien acondicionado.



Muestras de Fondo (Cont.)

• Procedimiento:

- Estabilizar el pozo.

- Crudo saturado:

- Cerrar el pozo de uno a ocho días.

- Tomar muestras con pozo cerrado.

- Crudo subsaturado:

- Tomar muestras con pozo fluyendo.

• Profundidad:

- Sitio más profundo por donde pase el fluido de la

formación.

- Presión no inferior a la presión estática del yacimiento

(presión estimada de la saturación).



Ventajas y Desventajas del Muestreo de Fondo

VENTAJAS DESVENTAJAS

•No requiere de medición de tasas de flujo

• Excelente para crudos subsaturados.

•No toma muestras representativascuando Pwf < Pb.• No se recomienda cuando el pozo tieneuna columna grande de agua.•No sirve para yacimientos de gas condensado.•Pueden ocurrir fugas de gas o líquidodurante la sacada de la muestra asuperficie.•Volumen de muestra pequeño.•Muestreador costoso y posibles problemas mecánicos.•Contaminación de la muestra con fluidosextraños.



Muestreo de Separador

• Procedimientos:

- Tomar muestras de petróleo y gas en el separador de alta.

- Al mismo tiempo y bajo las mismas condiciones de presión y temperatura.

- Diferencia en tiempo no mayor de una hora.

- Medir en forma precisa las tasas correspondientes.

- Recombinar las muestras según RGP medida.



Condiciones para el Muestreo de Separador Exitoso1) Producción estabilizada a bajas tasas de flujo.

- Mantener flujo estable en un lapso dado.

- No exceder 100 BPD por un mínimo de 24 Hrs.

2) Medición precisa de las tasas de flujo

- Medir tasa de flujo de gas en el separador de prueba.

- Medir tasa de líquido en el tanque.

- Corregir RGP por factor de encogimiento del crudo

al pasar del separador al tanque

RGPs PCN/B sep = (RGP PCN / BN) x S BN/B sep.

- S se mide en el campo o en el laboratorio.

- Recombinar con base a RGPs PCN/B sep.



Condiciones para el Muestreo de Separador Exitoso (Cont.)

3) Toma de muestras en la primera etapa del separador.

- Gas - CILINDRO EVACUADO.

- Líquido - DESPLAZAMIENTO.



Toma de muestra de gas en el separador

M U ESTRAD E G AS

SEPAR AD O R D EALTA PR ESIÓ N

BO M BA D E VAC ÍO



Toma de muestra de líquido en el separador

M U ESTR AD E LÍQ U ID O

BO M BA D E M ER C U R IO

BO M BA D E VAC ÍO

D ESAG U E



Ventajas y Desventajas del Muestreo de Separador


•Es válido para casi todos los tipos defluidos.•Recomendado para yacimientos degas condensado.•Menos costoso y riesgoso que el defondo•Permite tomar muestras de granvolumen. •Las muestras son de fácil manejo en ellaboratorio.

•Los resultados dependen de la exactitudcon que se mida la RGP.•Un error de 5% en las tasas de flujoproduce errores del orden de 150 lpc enpb.•Resultados erróneos cuando en elseparador se tiene problemas de espuma,separación ineficiente o nivel inadecuadode la interfase gas - líquido.



Muestreo de Cabezal

• Si se produce flujo monofásico a condiciones de cabezal.

• La muestra se hace fluir a un cilindro usando la técnica de desplazamiento.



Ventajas y Desventajas del Muestreo de Cabezal


• Se puede usar en yacimientossubsaturados de petróleo o gascondensado

•Es rápido y de bajo costo.

•No requiere de la medición de tasas deflujo..

•Es difícil tomar una muestrarepresentativa por la agitación de los fluidos.

•No se debe usar si hay flujo bifásicoen el cabezal.



Relación Gas - Petróleo en Solución, Rs

• Solubilidad del Gas Natural en el crudo.

• Pies cúbicos normales de gas en un barril normal de crudo (BN).

Rs = Volumen de Gas en Solución @ p y T, PCN

1 Barril de Petróleo @ 14,7/lpca y 60°F BN

• Factores que afectan Rs

- Presión p => Rs

- Temperatura T =>Rs

- Gravedad del crudo API => Rs

- Gravedad del Gas g => Rs

- Tipo de liberación Rs lib-DIF > Rs lib-INS.

Rs LIB . DIF Rs LIB.INS + 100 PCN/BN



Factor Volumétrico del Petróleo, Bo

• Volumen de barriles (a p y T de yacimiento) ocupado por un barril normal (a 14,7lpc y 60°) de petróleo más el gas en solución.

Bo = Barriles de crudo saturado con gas @ p y T, BY

1 barril de crudo @ 14,7lpc y 60°F BN

• Tiene en cuenta el efecto de la presión, temperatura y gas en solución sobre el volumen del crudo.

• Generalmente Bo > 1• Puede ser < 1 en crudos con muy poco gas en solución a altas

presiones y temperaturas moderadas.



Propiedades PVT

200 400 600 800

SATUR ADO

PRESIÓ N (LPC )

1000 1200 1400 1600 1800 2000 2200

0.10

0

1.15100

1.100

0.201.20200

0.301.25300

0.401.30400

0.501.35500

0.60

0.70

1.40

FAC

TO

R V

OLU

MÉ

TR

ICO

DE

L P

ET

RÓ

LEO

(B

Y/B

N)

600

1.45700



Esquema ilustrativo de los parámetros Rs y Bo

Rs PCN/BN

1 BN

G AS DE SO LUCIÓ N

B o

P

P

P i

P



Factor Volumétrico del Gas, Bg

• Relaciona el volumen del gas en el yacimiento (a p y T) al volumen de la misma masa de gas en superficie a 14,7 lpca y 60° F.

• Es un factor adimensional. Se expresa en BY/PCN o PCY/PCN.

• Toma valores muy pequeños por expansibilidad del gas.

Bg= 14,7 Zg T = 0,02829 Zg T PCY

520 p p PCN



Factor VolumétricoTotal o Bifásico, Bt

• Bt = Vol de crudo saturado + Vol de Gas libre @ p y T, BY

Vol de crudo @ 14,7 lpca y 60° F BN

• Bt = Bo + (Rsi - Rs) Bg• Bo => BY / BN• Bg => BY/PCN• Rsi - Rs => PCN / BN• Crudos Subsaturados

p>pb , Rsi = Rs y Bt = Bo

Crudos saturados

p < pb, Rsi >Rs

p => Bo y (Rsi - Rs) y Bg => Bt

p = Bt (expansión)



Viscosidad del Petróleo, o

• Crudo Subsaturado

p => o por expansión.

• Crudo Saturado

p = > o por reducción del gas es solución

En un yacimiento agotado, el crudo tiene una viscosidad mayor que la que tenía el crudo original.



Compresibilidad del Petróleo, Co

• Compresibilidad de una substancia es el cambio unitario de volumen con presión a temperatura constante.

• Co = Compresibilidad del petróleo, • Vo = Volumen.• p = Presión

T

O

OO P

VV

C

1

1lpc



Compresibilidad del Petróleo, Co (cont)

• Esta ecuación se convierte en:


T

o

OO pp

BB

BC

21

021

1

1

bpp 1)(2 bppp

obo BB 1 )(2 oboo BBB

)( ppB

BBC

boB

oboo

bbooBo ppppCBB )(1



Pruebas PVT de Laboratorio

• Incluye las siguientes pruebas:

Composición de la muestra del fluido del yacimiento

Expansión a composición constante (relación pV)

Liberación diferencial isotérmica

Separación instantánea (pruebas de separadores)

Variación de viscosidad de fluidos con presión



Composición del Fluido del Yacimiento

• Cromatografía.• Destilación.• Destilación simulada por cromatografía.• Espectrometría de masas.• Muestras gaseosas sólo cromatografía desde C1 hasta C11 . A

veces sólo hasta C6+ o C7+• Muestra de fondo o recombinada:

- Liberación instantánea en el laboratorio.

- Gas liberado se analiza separadamente del líquido remanente

- Recombinación para obtener composición de la muestra total.



Pruebas de Expansión a Composición Constante

• Liberación instantánea.

• Se realiza en celda de acero de volumen del orden de 1/2 litro, capaz de resistir altas presiones (> 10.000 lpc) y temperaturas (>350°F).

• Se obtienen las siguientes propiedades del crudo.

- Presión de Burbujeo, pb (cambio de pendiente de la

curva V vs p).

- Volumen relativo.- Volumen total del fluido en la celda a una

presión p, dividido por el volumen en el punto de burbujeo, Vb.

- Factor de Compresibilidad

- Función Y:

1b

b

VV

p

ppY



Variación del volumen relativo con presión. Prueba de expansión a composición constante

0.2 0.6

5000

4000

3000

2000

1000

01.0 1.4 1.8 2.2 2.6 3.0

Pb=2620 lpcmPR

ES

IÓN

lpc

m

V / Vb



Pruebas de Expansión a Composición Constante (Cont.) funcion Y (Cont.)

• Sistemas compuestos básicamente por hidrocarburos, muestran relación lineal de Y vs. p.

• Si hay presencia de no hidrocarburos (C02, agua) se aleja del comportamiento lineal.

• Si pb del informe es superior a la real, los valores de Y se alejan por encima de la recta.

• Si pb del informe es inferior a la real, los valores de Y se alejan por debajo de la recta.



Gráfico de la funciónY del análisis PVTdel apéndice A

5001.5

2.0

2.5

1000

Pb

1500 2000 2500

Y

P pca



Función “Y” de uncrudo con 40% de CO2

400

2.0

3.0

4.0

5.0

1.0500 600 700 800 900

PR ESIÓ N (lpca)

FU

NC

IÓN

Y



Ejemplo de la función “Y” cuando Pb ha sido sobrestimada

1000

8.0

6.0

4.0

2.0

0.02000 3000

PR ESIÓ N (lpca)

FU

NC

IÓN

Y



Ejemplo de la función “Y” cuando Pb ha sido bajo estimada

1000

2.0

2.2

1.8

1.6

1.4

1.22000 3000

PR ESIÓ N (lpca)

FU

NC

IÓN

Y



Viscosidad del Petróleo, o


p => o por expansión.

• Crudo Saturado

p = > o por reducción del gas es solución

En un yacimiento agotado, el crudo tiene una viscosidad mayor que la que tenía el crudo original.



Compresibilidad del Petróleo, Co

• Compresibilidad de una substancia es el cambio unitario de volumen con presión a temperatura constante.

• Co = Compresibilidad del petróleo, • Vo = Volumen.• p = Presión

T

O

OO P

VV

C

1

1lpc



Compresibilidad del Petróleo, Co (cont)

• Esta ecuación se convierte en:


T

o

OO pp

BB

BC

21

021

1

1

bpp 1)(2 bppp

obo BB 1 )(2 oboo BBB

)( ppB

BBC

boB

oboo

bbooBo ppppCBB )(1



Pruebas PVT de Laboratorio

• Incluye las siguientes pruebas:

Composición de la muestra del fluido del yacimiento

Expansión a composición constante (relación pV)

Liberación diferencial isotérmica

Separación instantánea (pruebas de separadores)

Variación de viscosidad de fluidos con presión



Composición del Fluido del Yacimiento

• Cromatografía.• Destilación.• Destilación simulada por cromatografía.• Espectrometría de masas.• Muestras gaseosas sólo cromatografía desde C1 hasta C11 . A

veces sólo hasta C6+ o C7+• Muestra de fondo o recombinada:

- Liberación instantánea en el laboratorio.

- Gas liberado se analiza separadamente del líquido remanente

- Recombinación para obtener composición de la muestra total.



Pruebas de Expansión a Composición Constante

• Liberación instantánea.

• Se realiza en celda de acero de volumen del orden de 1/2 litro, capaz de resistir altas presiones (> 10.000 lpc) y temperaturas (>350°F).

• Se obtienen las siguientes propiedades del crudo.

- Presión de Burbujeo, pb (cambio de pendiente de la

curva V vs. p).

- Volumen Relativo.- Volumen total del fluido en la celda a una

presión p, dividido por el volumen en el punto de burbujeo, Vb.

- Factor de Compresibilidad

- Función Y:

1b

b

VV

p

ppY



Variación del volumen relativo con presión. Prueba de expansión a composición constante

0.2 0.6

5000

4000

3000

2000

1000

01.0 1.4 1.8 2.2 2.6 3.0

Pb=2620 lpcmPR

ES

IÓN

lpc

m

V / Vb



Pruebas de Expansión a Composición Constante (Cont.) funcion Y (Cont.)

• Sistemas compuestos básicamente por hidrocarburos, muestran relación lineal de Y vs. p.

• Si hay presencia de no hidrocarburos (C02, agua) se aleja del comportamiento lineal.

• Si pb del informe es superior a la real, los valores de Y se alejan por encima de la recta.

• Si pb del informe es inferior a la real, los valores de Y se alejan por debajo de la recta.



Gráfico de la funciónY del análisis PVTdel apéndice A

5001.5

2.0

2.5

1000

Pb

1500 2000 2500

Y

P pca



Función “Y” de uncrudo con 40% de CO2

400

2.0

3.0

4.0

5.0

1.0500 600 700 800 900

PR ESIÓ N (lpca)

FU

NC

IÓN

Y



Ejemplo de la función “Y” cuando Pb ha sido sobrestimada

1000

8.0

6.0

4.0

2.0

0.02000 3000

PR ESIÓ N (lpca)

FU

NC

IÓN

Y



Ejemplo de la función “Y” cuando Pb ha sido bajo estimada

1000

2.0

2.2

1.8

1.6

1.4

1.22000 3000

PR ESIÓ N (lpca)

FU

NC

IÓN

Y



Prueba de Liberación Diferencial• Expansión a composición variable.

• Simula el comportamiento de los fluidos durante el agotamiento de presión.

• Se efectúa a través de una serie de separaciones instantáneas

(10 pasos).

• Se pueden obtener las siguientes propiedades del petróleo y gas:

-Relación gas - petróleo en solución, Rsd

-Factor volumétrico del petróleo, Bod

- Factor volumétrico total, Btd

- Densidad del petróleo, od

- Factor de compresibilidad del gas, Z

- Factor volumétrico del gas, Bg

- Gravedad específica del gas, g

- Gravedad API del crudo residual, °API



Bod, Btd, Rsd,vs p de unapruebade liberación diferencial

400

4.6 900

4.2 800

3.8 700

3.4 600

3.0 500

2.6 400

2.2 300

1.8 200

1.4 100

0 0800 1200

PR ESIÓ N lpcm

FAC

TO

RE

S V

OLU

MÉ

TR

ICO

S, B

Y/B

N(V

olum

enes

Rel

ativ

os)

FR

ELA

CIÓ

N G

AS

-PE

TR

ÓLE

O E

N S

OLU

CIÓ

N, P

CN

/BN

1600 2000 2400 28000

T=220 °F°API=35.1



Z, Bg y gd

vs p de unapruebade liberacióndiferencial

4 0 0

0 .0 10 .8 0 .6

0 .0 20 .0 2 0 .7

0 .0 31 .0 0 .8

Z

Bg

gd

0 .0 41 .2 0 .9

0 .0 51 .6 1 .0

0 .0 61 .8

0 .0 72 .0

0 .00 .6 0 .58 0 0 1 2 0 0

PRESIÓ N lpcm

FAC

TOR

DE

CO

MPR

ESIB

ILID

AD

GRA

VED

AD

ESP

ECIF

ICA

(A

IRE=

1)

FREL

AC

IÓN

GA

S-PE

TRÓ

LEO

EN

SO

LUC

IÓN

, PC

N/B

N

1 6 0 0 2 0 0 0 2 4 0 0 2 8 0 00

T= 2 2 0 °F



Prueba de Separadores

• Pruebas de liberación instantánea.• Se realizan en un separador en el laboratorio. Cuantificar

efecto de p y T de separación de superficie, sobre Bo y Rs• La muestra del crudo saturado a pb y Ty se pasa por el

separador y se expande hasta la presión atmosférica.• Para cada presión del separador se obtiene:

- Factor volumétrico del petróleo a pb, Bobf

- Relación gas-petróleo en solución a pb, Rsbf

- Gravedad API del petróleo del tanque

- Composición del gas separado.



Prueba de Separadores (Cont.)

• Al variar la presión del separador se puede obtener una presión óptima.

- Menor liberación de gas.

- Crudo con mayor °API.

- Crudo con menor factor volumétrico.

• Presión óptima de separación = > mayor cantidad de petróleo en el tanque.



Prueba de Viscosidad

• Se determina en petróleo con gas en solución.• Se usa un viscosímetro de bola o uno rotacional

(tipo Haake)• Se calcula o a cualquier p y T• El agotamiento de presión se realiza siguiendo un

proceso de liberación diferencial• La variación de la viscosidad del gas con presión se

calcula por medio de correlaciones.



Limitaciones de las Pruebas de Laboratorio

• La muestra de fluido tomada no representa adecuadamente la composición original de los fluidos del yacimiento.

- La muestra se toma a py < pb

- El pozo produce agua y/o gas libre• Los procesos de liberación del laboratorio no simulan el proceso

combinado diferencial - instantáneo que ocurre en el yacimiento.• Mucho cuidado al extrapolar resultados de laboratorio al campo.

- Pequeños errores en las pruebas producen graves

errores en B.M, cotejo y predicción.• En el muestreo de separador, pequeños errores (5%) en qo y qg

producen errores en pb del orden de 150 lpc.



Consistencia de los Resultados de un PVT

• Antes de usar un PVT se debe corroborar:

- Temperatura de la prueba.

- Condiciones de recombinación.

..p y T de recombinación en el laboratorio

iguales a las del separador.

.…p y T del separador al tomar muestras de

gas, iguales a las de la toma de la muestra de

líquido.

- Prueba de densidad.

- Prueba de linealidad de la función Y.

- Prueba de balance de materiales.

- Prueba de la desigualdad:

p

RB

p

B sdg

od



Consistencia de los Resultados de un PVT (Cont.)

• Prueba de Densidad.

Densidad del petróleo saturado con gas a pb de la prueba de liberación diferencial debe ser igual a la densidad calculada a partir de las pruebas de separadores.

bof = (Masa de petróleo de tanque + Masa de gas del separador + Masa de gas del tanque) / Unidad de volumen de petróleo a Pb y T.

• Si hay diferencia entre estos valores de densidad, no debe ser superior a 5% para validez.

BY

lbRsepR

BB tansgsgobfobf

woobf ,)()(

0763277,0




• Prueba de linealidad de la función Y.• Gráfico de Y vs. p debe dar una línea recta si el crudo

tiene poca cantidad de componentes no hidrocarburos y las mediciones en el laboratorio fueron hechas con precisión.



Consistencia de los resultados de un PVT (Cont.)

• Prueba de balance de materiales.• Verificar si la Rs experimental de la prueba de liberación

diferencial es igual a la Rs calculada por balance de materiales.• Se requiere de:

- Gravedad API del crudo.

- 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.



Consistencia de los resultados de un PVT (Cont.)

PCNm

Vgdi

gigi ,02881,0

BNPCNVRR gisdisdi /1591

Si hay diferencias entre Rs de calculados y experimentales,no debe exceder de 5%.




• Prueba de desigualdad

• Si esta prueba no se cumple en datos suministrados a simuladores numéricos, se envía un mensaje de error.

p

RB

p

B sdg

od



Validación de PVT con Información de Campo

• Resultados de la prueba PVT deben corresponder con el comportamiento de producción de yacimiento.

Pruebas de Producción AnálisPVT

• RGP estable.

•Declinación rápida de presión.

•Incremento rápido de RGP.

•Poca declinación de presión.

• Yacimientos Subsaturados pb < py

•Yacimientos saturados pb = py



Presión Óptima de Separación

Aquella que estabiliza en fase líquida el máximo de moles de la mezcla. Origina:

- Máxima producción de petróleo.

- Máxima gravedad API del crudo.

- Mínima relación gas - petróleo.

- Mínimo factor volumétrico del petróleo.

La prueba de separadores genera la variación de °API, Bobf y Rsbf con presión. Por observación del gráfico se obtiene

la presión óptima de separación.



Efecto de la presióndel separador sobreBofb, Rsfb y °API

501.46

1.48

1.50

1.52

1.54

39.0

40.0

41.0

100 150 200 250 300 350600

PR ESIÓ N D EL SEPAR AD O R , lpcm

RE

LAC

IÓN

GA

S-P

ET

RÓ

LEO

EN

SO

LUC

IÓN

, PC

N/B

N

FAC

TO

R V

OLU

MÉ

TR

ICO

DE

L P

ET

RÓ

LEO

, BY

/BN

GR

AV

ED

AD

AP

I DE

L P

ET

RÓ

LEO

700

800

0

° AP I



Preparación de los Datos PVT para uso en Cálculos

• Para el uso de datos PVT de laboratorio se debe hacer:

- SUAVIZACION DE LOS DATOS DE LA

PRUEBA DE EXPANSION.

- CALCULO DEL PVT COMBINADO.

(Corrección de los datos de la liberación

diferencial por efecto de la instantánea)

- EXTRAPOLACION DE LOS DATOS PVT.



Suavización de los Datos de la Prueba de Expansión

• Pretende corregir inexactitudes de las mediciones de pequeños voluménes.

• Pb y volúmenes relativos totales (V/Vb) deben ser

suavizados, mediante el uso de la función Y.• Procedimiento:

a) Calcular los valores de Y vs. p y graficar en papel normal.

b) Ajustar los puntos a una línea recta del tipo Y=a+bp,

utilizando la técnica de los mínimos cuadrados y en el rango de presiones 0,9 > p/pb > 0,3.

c) Recalcular los valores de Y a partir de la ecuación ajustada en b) y

determinar los nuevos valores de V/Vb.

Yp

pp

V

V b

b

)(1



Cálculo del PVT Combinado

• Corrige los valores de Bod, Rsd y Btd de la prueba de liberación diferencial por efecto de las condiciones de separación:

i) Liberación de gas en el yacimiento diferencial.

ii) En los separadores es instantánea. Por tanto:

iii) Del yacimiento al tanque hay los dos procesos y en consecuencia, hay que

corregir los datos de la liberación diferencial, o sea, construir un PVT combinado.



Cálculo del PVT Combinado (Cont.)

• Moses y Mc Cain, recomiendan usar Rsbf y Bobf de la presión óptima de separación y usar las siguientes ecuaciones:

obft

bObfO

sbfs

b

BB

V

VxBB

RR

PpA



Cálculo del PVT Combinado (Cont.)

•

obd

obftdt

obd

obfodo

obd

obfsdsbdsbfs

B

B

BxBB

B

BxBB

B

BRRRR

ppA

)(



Ejemplo de Ajuste de Datos PVT de Liberación Diferencial a Condiciones de Separador

• Crudo: 40° API. Temperatura de Yac: 220° F.

Resultados de la prueba Ajuste a cond. de separador3PVT

Bo,BY/BNp,lpcm

2620235021001850160013501100 850 600 350 159 0

854763684612544479416354292223157 0

Rsd, PCN/BN

1,6001,5541,5151,4791,4451,4121,3821,3501,3201,2831,2441,075 ( 220°F)1,000 (a 60°F)

Bod,BY/BN Rs,PCN/BN

768684,2611,4545,1482,4422,5364,5307,4250,3186,7125,9-18,7

1,4741,4321,3961,3631,3311,3011,2731,2441,2161,1821,1461,00



Ajuste de datosde Rs diferenciala condicionesde separador

400 800 1200 1600 2000 2400 2800

100

0

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

PRESIÓN, lpcm

RE

LA

CIÓ

N G

AS

- PE

TR

OL

EO

EN

SO

LU

CIÓ

N,

PC

N/B

N

0

BASE: 100 lpcSeparador @75 °FGOR TOTAL = 768

Ps=Rstb-(Rodb-Rsd)BofbBodb

854

768

768 - (964 -763)( )1.4741.600



Ajuste de datos de Bo diferenciala condicionesde separador

400 800 1200 1600 2000 2400 2800

1.10

1.00

1.20

1.30

1.40

1.50

1.60

1.70

1.80

PRESIÓN, lpcm

FAC

TO

R V

OLU

MÉ

TR

ICO

, P

CN

/BN

0

BASE: 100 lpcSeparador @75 °FGOR TOTAL = 1.474

Ps=Rstb-(Rodb-Rsd)BofbBodb

1.600

1.474

1.474( )1.4741.600



Ejemplo de Ajuste de Datos PVT de Liberación Diferencial a Condiciones de Separador (Cont.)

• Resultados de la prueba de Separador (100 lpc, 75°F):

BNPCNR

BNBYB

sfb

ofb

/768

/474,1

odo

sds

BB

RR

)600,1/474,1(**

600,1/474,1*)854(768*



Extrapolación de Datos PVT

• Cuando la presión de burbujeo (o de saturación) de la muestra es menor que la presión actual del yacimiento.

i) La muestra fue tomada por debajo del CGP.

ii) La muestra fue tomada por encima de las

perforaciones de la zona productora ( presencia de

agua en el fondo del pozo).

iii) py -pwf alrededor del pozo muy alto.

iv) py haya declinado por debajo de pb. Se requiere extrapolar los datos de laboratorio a la py original,

antes de usarlo. Esta extrapolación no debe exceder al 10-15% de la pb medida.

• Se debe aplicar a V/Vb, Bod y Rsd, o y pruebas de separador.



Extrapolación de Valores de

• Se calcula la función Y y se grafica vs. P absoluta • Luego se procede de la forma siguiente:

– Extrapolar la recta Y vs. P hasta la nueva presión de burbujeo, , recta A del gráfico.

– Leer los nuevos valores de Y hasta P = de la recta A.– Determinar los valores de a partir de los Y leidos:

– Con esto se obtiene una nueva tabla de valores de por debajo de la nueva presión de burbujeo =

– A valores de p> , se grafican los valores de obtenidos en el laboratorio ( punto B del gráfico).

bVV

´bV

V

Yp

pp

V

V b

b

)(1 ´

´

bVV

bVV

´bp

´bp

´bp

´bp



Extrapolación de Valores de (cont)

• Se traza una paralela a esta recta desde el punto y se obtiene la recta C. De alli se leen los

nuevos valores de:

bVV

´,1´

bppV

V

b

´´

bb

ppparaV

V



Extrapolación de una prueba P-Vde liberación instantánea a una nueva Pb

8002.0

2.5

3.0

3.5

4.0

1400 2000 2600 3200 38000.90

0.95

Pb

= 2

83

1.7

lp

ca V/Vb

1.00C

B

MEDICIONES DE LABORATORIO

VALORES EXTRAPOLADOS

P, lpca



Extrapolación de Bod y Rsd

• Teniendo los gráficos de Bod vs. p y Rsd vs. p de la prueba de liberación diferencial del PVT, se procede así:

- Si se cumple que Bod o Rsd es lineal entre:

extrapolar la recta p=

• - Si hay curvatura cerca de pb, se debe tener en cuenta esta curvatura. Core Lab. recomienda trazar una vertical en p= y luego trazar una curva que pasando por tenga curvatura similar a la original.

,9,03,0 bp

p

´bp

´bp

´bp



Extrapolación líneal de Bod

Bod

PVT LabExtrapolados

PPb Pb



Extrapolación no líneal de Bod

Bod

PVT LabExtrapolados IG UAL

DISTANCIA

PPb Pb



Extrapolación líneal de Rsd

R sd

PVT LabExtrapolados

PPb Pb



Extrapolación no líneal de Rsd

Rsd

PVT LabExtrapolados IGUAL

DISTANCIA

PPb Pb



Extrapolación de o

• Se basa en que varia linealmente contra la presión (fluidez).

• Se grafican o y vs. P.

• En el gráfico de se traza la línea recta y se extrapola hasta Se leen los valores de entre y y se calculan los correspondientes o .

• Se llevan los valores de o obtenidos arriba al gráfico de o vs. p.

• Por el punto (o , ) se traza una paralela a la recta o vs. p para (p> ). Esto de la variación de o a p>

o1

o1

o1

o1

´bp´bp

´bp´bp

´bp

´bp



Extrapolación de o

PVT LabExtrapolados

Pb Pb

1



Extrapolación de o hasta un nuevo valor de Pb

P, Lpcm

B

A

PVT LabExtrapolados

1.5

1.3

1.1

0.9

o, cps

0.7

0.55 0 0 1 0 0 0 1 5 0 0 2 0 0 0 2 5 0 0 3 0 0 0 3 5 0 0 4 0 0 0

C

E

1

1.5

1.0

DPb=2817 Lpcm

0.7

Pb=2248Lpcm




Corrección de las Pruebas de Separador

• Se aplican las siguientes ecuaciones:

Esto corrige Rsbf y Bobf en la misma proporción que se corrigieron Rsbd y Bobd.

obd

dobobffob

sbd

dsbsbffsb

B

BxBB

R

RxRR

´´

´´



Propiedades de Fluidos a Partir de las Pruebas de Producción

• Para yacimientos subsaturados sin influjo de agua, el análisis de:

- Comportamiento de producción.

- Historia de presiones

i) Contra tiempo.

ii) Contra NP.Permite inferir valores de pb y Rsb

Observando:

* Constancia de RGP a py >pb.

** Cambio de pendiente de p vs. NP.



Historia de presión-producción de un yacimiento sub-saturado

TIEMPO

1978

1000

75

0

2000

100

3000

6000

9000

RGPPCN/BN

qoBPD

Plpca

3000

400025

50

1979 1980 1981



Variación de P y RGP paraun yacimiento sub-saturado

PETR Ó LEO PR O D U C ID O AC U M U LAD O , M M BN

10000 10 20 30 40 50 60 70

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

P, lpcaY

R G PPC N /BN



Correlaciones para estimar propiedades PVT

CAPÍTULO 3



Correlaciones para Estimar PVT

• Correlaciones empíricas.• Se usan si el yacimiento no tiene análisis PVT.• Bo, pb, Rs, Co, etc. se expresan en función de otros

parámetros (de fácil estimación y / o medición).• Su aplicación para condiciones diferentes para las

cuales fueron obtenidas puede generar graves errores.



Correlaciones de Standing• Publicadas en la década de los años 40.• Obtenidos para crudos de California.• Sirvieron de punto de partida para correlaciones regionales.• Standing, usó datos de las muestras de fluidos de yacimientos

de California.• Rango de los Datos:

-Presión de Burbujeo, lpca- Temperatura °F.- Relación Gas - Petróleo ensolución, PCN/BN - Gravedad del Petróleode tanque °API.- Gravedad del gas disuelto

130 - 7.000100 - 25820 - 1425

16,5 - 63,8

0,59 - 0,95

Condiciones del separador:- Temperatura, °F 100- Presión, lpca 150-400



Correlación de Standing Presión de Burbujeo

• Ecuación presentada por Standing en 1972:

• Rsb y g se obtienen de las pruebas de producción así:

Rsb = RGP sep + RGP tanque

• El pozo de prueba debe ser representativo de la zona de petróleo y no producir gas libre.

• Según Mc Cain, esta correlación genera valores de pb dentro de un 15% de error para T hasta 325°F.

APITBxR

A

AP

B

g

sb

b

0125,000091,010

)4,1(2,1883,0

TanqueRGPRGP

TanqueRGPsepRGP

sep

ggg

)()(



Correlación de Standing Factor Volumétrico del Petróleo

• Según Mc Cain, el margen de error para esta ecuación es de 5%.

TRA

xAxB

o

gSB

ob

25,1

102,19759,05,0

2,14



Correlaciones de Vásquez y Beggs• Utilizaron crudos de diferentes partes del mundo

(5.008 valores experimentales).• Correlaciones para Rs y Bo.• Rango de variables:

- Presión de burbujeo, lpca 50 - 520- Temperatura, °F 70 - 295- Relación Gas - Petróleo en solución, PCN/BN 20 - 2.070- Gravedad del Petróleo del tanque, °API 16 - 58- Gravedad específica de gas 0,56- 1,18



Correlaciones de Vásquez y Beggs Relación Gas - Petróleo en Solución

• Las constantes C1, C2 y C3 dependen de °API así:

)460/([32

1 TAPICExppCR CgS

C1 0,0362 0,0178

C2 1,0937 1,1870

C3 25,7240 23,9310

°API 30 API>30



Correlaciones de Vásquez y Beggs Relación Gas - Petróleo en Solución

(Cont.)

)7,114/log(10912,51 5sgsgc pxTsxAPIx

g debe ser la gravedad específica del gas obtenido de un sistemade separación en dos etapas en el cual la presión de la primeraetapa es 100 lpca. Si la g conocida para aplicar la correlación corresponde a una presión diferente de 100 lpcm, se debecorregir a través de la ecuación:

gs = gravedad específica del gas separado a ps y Ts.

Ps y Ts = Presión y temperatura del separador, lpca y °F.



Correlaciones de Vásquez y Beggs Factor Volumétrico de Petróleo

1003

10021

)()60(

)()60(1

gcs

gcso

APITRC

APITCRCB

C1 4,677 x 4,670 x

C2 1,751 x 1,100 x

C3 -1,811 x 1,337 x

°API 30 ° API>30410 410

510 510

810 910



Correlaciones CORPOVEN - Total

• Para crudos del Oriente de Venezuela, se utilizan 336 análisis PVT.

• pb y Rs siguen la forma general de STANDING.• Bob sigue la correlación de Vásquez y Beggs.• Las constantes dependen del API del crudo, así:

Constante °API 10 10 < °API 35 35 < °API 45

A 12,847 25,2755 216,4711B 0,9636 0,7617 0,6922C 0,000993 0,000835 -0,000427D 0,03417 0,011292 0,02314E 12,2651 15,0057 112,925F 0,030405 0,0152 0,248G 0 0,0004484 -0,001469H 0,9699 1,095 1,129



Correlaciones Corpoven-Total (Cont)

a) Presión de Burbujeo

Estudios estadísticos hechos por TOTAL, muestran que 86,5% de 272 valores de pb, presentaron error menor al 20% en comparación con valores experimentales.

b) Relación Gas - Petróleo en solución:

y

B

g

sbb x

RAp 10

APIxDTxCY

Hyb

gsb E

xpR

10 TxGAPIxFY



Análisis estadísticode la correlaciónde CorpovenTotal de presión en el punto de burbujeo

2 4

10

0

20

30

40

50

60

70

80

90

100

6 8 10 12 14

°API £ 35

ERROR (%) MENOR QUE

FR

EC

UE

NC

IA A

CU

MU

LA

DA

, %



Correlaciones Corpoven -Total (cont)

c) Factor volumétrico del petróleo

:

Se puede usar para valores de Bo a presiones p<pb. En este caso, se debe usar Rs a p.

sBg

gsbob

RAPI

Tx

APITxRxB

)60(10569,17

)60(10009,210857,4022,1

9

64



Análisis estadísticode la correlaciónde CorpovenTotal de Bob

0 2

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

4 6 8 10 12

ERROR (%) MENOR QUE

FR

EC

UE

NC

IA A

CU

MU

LA

DA

(%

)



Relación Gas - Petróleo de Tanque

• Correlación de Rollins, Mc Cain y Creeger.• Rangos:

Número de Muestras 301

Presión del separador, lpca 29,7 - 314,7

RGP de separador, PCN / BN 12 - 1742

RGP de tanque 4 - 220

Temperatura del separador, °F 60 - 150

Graved. Esp. Del Gas del Separador 0,579 - 1,124

Gravedad API del petróleo de tanque 18 - 53,5



Relación Gas - Petróleo de Tanque (cont)

GPMxqq

qxRGPq

T

pRGP

gtanl

otantangtan

S

sgsotan

1000/

log9213,0

log501,1log469,3log916,44896,0log

qgtan = Volumen de gas liberado en tanque, MPCN/D.qotan= Tasa de producción de petróleo de tanque de , BN / D.ql = Líquido asociado al gas de tanque, gal / d.GPM= Riqueza del gas de tanque, gal / MPCN.



Correlaciones para la Densidad del Petróleo

• Efectos de la presión y temperatura

• i) Crudos saturados

o = Densidad del crudo saturado @ p < pb y T, lbm/p3

o = Gravedad específica del crudo de tanque (agua = 1)

g = Gravedad específica del gas disuelto (aíre = 1)

o

sgoo B

R

615,5

0764,0350



Correlaciones para la Densidad del Petróleo (cont.)

ii) Crudos subsaturados:

1

3,

,@

)(

/,@

lpcTosubsaturadpetróleodellidadCompresibiC

ByRconarribadeecuaciónusar

plbmTyposubsaturadcrudodeldensidad

o

obsb

bo

)( boobo ppCExp



Correlaciones para la Densidad del Petróleo (cont)

iii) Crudos de tanque:Ecuación de Farouq - Alí. Efecto de la temperatura.

1885/)68(1

Toct

oT

3

3

/,

/,

pielbmtanquedecrudodeldensidad

pielbmTacrudodeldensidad

oct

oT



Correlación para la Compresibilidad

T

sgT

o

oo p

RB

p

B

BC )()(

1

Se usa si se tiene análisis PVT.

i) Crudos saturados - correlación de Mc Cain y Cols.

sbso RAPILnTRpC ln449,0ln256,0402,1ln383,0ln45,1573,7ln

Válida hasta p< 5.300 lpc y T=330°F

ii) Crudos subsaturados - correlación de Vásquez y Beggs.

p

APITRC gsb

o 510

61,1211802,1751433



Saturado y subsaturado

Compresibilidad de un crudo



Viscosidad

• Medida de la resistencia ofrecida por las moléculas de una substancia a fluir.

• i) Newtonianos - Viscosidad no depende de la tasa de corte.

• ii) No Newtonianos - viscosidad depende de la tasa de corte.

• La viscosidad de los crudos depende de:

- Composición

- Temperatura

OAPI

oT



Viscosidad (cont)

- Presión

o

o

possubsaturadytanquedecrudos

psaturadoscrudos

- Gas en Solución

osR



Correlaciones para Viscosidad vs. Temperatura

)460log()05,1log(log TBAoD

od = Viscosidad del crudo muerto a T, cps.A y B = Constantes a determinar conociendo la viscosidad a

dos temperaturas.

- Correlación de Chung y Cols: Permite la viscosidad de un crudo (oD2) a una temperatura (T2) a partir de la viscosidad (oD1) a otra temperatura (T1).

121

2 115707log

TToD

oD

- Correlación de Farouq - Ali y Meldau



Efecto de la Temperatura sobre la viscosidad de crudos pesados



Correlaciones para Viscosidad vs. Temperatura (cont)

Correlación de Beggs y Robinson:

APIZ

Y

YTXZ

xoD

02023,00324,3

10

110163,1

Correlación de Ng y Egboah

TAPIoD log5644,0025086,08653,1)1log(log



Correlaciones para Viscosidad vs. Presión

• Sin gas en solución (crudo muerto).

• Correlación de Chung y Cols.

17,2

)633,4(877,13

T

PxEA o

odp= viscosidad del crudo muerto a p y T, cps.od = viscosidad del crudo muerto a 14,7 lpc y T, cps• Con gas en solución

i) Crudos saturados - Beggs y Robinson

338,0

515,0

)150(44,5

)100(715,10

s

s

RB

RA

1

7,14log

pA

oD

oDB

BODo A



Correlaciones para Viscosidad vs. Presión (cont)

ii) Crudos subsaturados - Vásquez - Beggs

ncorrelacióladepartiracalculaSe

pxEXPpm

p

p

ob

m

bobo

)1098,8513,11(6,2 5187,1

Beggs y Robinson con Rs = Rsb



Propiedades del Agua de Formación

• Composición:• Generalmente las aguas de formación contienen sólidos

disueltos, v.g, cloruro de sodio, algunas son dulces.

• Presión de burbujeo:Igual a la del petróleo que coexiste con el agua.

• Factor volumétrico de formación:i) presión.

ii) temperatura.

iii) gas en solución.



Composición de Algunas Aguas de Campos Venezolanos

Formación o Campo Ca Mg Na CO3 HCO3 SO4 Cl

Quiriquire (Zeta)

Cabimas (La Rosa)

Lagunillas (Icotea)

Bachaquero (P.Viejo)

La Paz (Guasare)

Oficina (OF7)

170

60

10

40

30

50

Total(mg/L)

100

60

60

60

20

20

1750

1740

2000

4610

6000

1260

0

0

120

0

80

0

3050

2010

5260

6250

1230

2330

4

0

0

5

0

140

1910

1780

90

3700

8550

640

7190

5643

5260

14657

15911

4424

Composición (mg/L) Salinidad



Propiedades del Agua de Formación (Cont)

2742

21072139

1050654,51033391,1100001,1

1025341,21058922,31072834,11095301,1

)1)(1(

TxTxxV

pxPxTpxpTxV

VVB

wT

wp

wtwpw

Vwp = Corrección de volumen por presión.VwT = Corrección de volumen por temperatura.



Factor volumétrico del agua de formación



Cambio del volumen de agua al pasar de condiciones de yacimiento a

condiciones de superficie



Propiedades del Agua de Formación (cont)

sólidodepesoS

PCNlbnormalesscondicioneaaguadeldensidad

SxS

B

wcN

wcN

wwcNw

%

/

1060074,1438603,0368,62

/

,

23

•Densidad:



Propiedades PVT del agua de formación

5000

4500

4000

3500

3000

2500

2000

1500

500 LPCA

LPCA

1000

100020003000400050006000

PRESIÓN

24 3.8

3.4

3.0

2.6

2.2

1.3

1.2

1.1

1.0

20

60

60

0 5 10 15 20 25

100

100TEM PERATU RA, °F

RAZÓ N AG UA-PETRÓ ELO , P /BL3

FACT

OR D

E COR

RECI

ÓNCO

MPRE

SIBI

LIDA

D DE

L AGU

A, 10

LPCA

-6-1

TEM PERATU RA, °F

CO RR ECIÓ N PO R SALIN IDAD

CORR

ECCI

ÓN

SÓ LIDO S EN SALM UERA, 1000 PPM

140

140

180

180

220

250 °F200 °F150 °F100 °F

220

260

260

16

12

8

4

0





Relación Gas Agua en solución:

- Mucho menor que la solubilidad del gas en el petróleo

a las mismas condiciones de p y T.

- a T constante, aumenta con la presión, pero

disminuye con el aumento de la salinidad y gravedad

del gas disuelto.




i) Compresibilidad del agua pura (correlación de Dobson y Standing)

pxxC

pxxB

pA

CTBTACwp

105

7

62

108,8109267,3

1077,401052,0

000134,08546,3

10/)(

.

Compresibilidad:

ii) Efecto del gas en solución (correlación de Jones)

)0088,01( swwpw RCC



Viscosidad:- a condiciones de yacimiento es baja (< 1 cp)- disminuye con temperatura y aumenta con presión

y salinidad- Correlaciones de Mc Caini) a p atmosférica y diferentes temperaturas.


i

ii

i

ii

SBB

SAA

ATw

4

0

3

0

1

sólidosS %

33

2

1

1072213,8

313314,0

40564,8

574,109

xA

A

A

Ao

64

53

42

21

1055586,1

1047119,5

1079461,6

1063951,2

12166,1

xB

xB

xB

xB

Bo



Viscosidad (cont):ii) Efecto de la presión.


pxpxw

w 95

1

101062,3100295,49994,0

iii) Correlación de Van Wingen.

252 10982,110479,1003,1 TxTxExpw



Variación de la composición de la

mezcla con profundidad

CAPÍTULO 4



Variación de la Composición de la Mezcla de H - C con Profundidad

• Observada experimentalmente => fuerzas gravitacionales (Sage y Lacey).

• Observada recientemente en yacimientos profundos y gran espesor.• Gas condensado a crudo liviano o volátil.• Crudo mediano a pesado.• Deben ser tomados en cuenta en simulación (20% de deferencia en

POES y predicción del petróleo acumulado).• En yacimientos se debe a:

- Fuerzas de gravedad: BARODIFUSIÓN por si sola puede

explicar el fenómeno.

- Cambios de temperatura por profundidad: TERMODIFUSIÓN.



Yacimientos con Mayor Tendencia a Mostrar Variaciones Composicionales

• De gran espesor y/o cambios importantes de profundidad.• Cuasi críticos, de gas condensado y petróleo volátil (también

crudo negro mediano).• Con pequeñas cantidades de crudos muy pesados y

componentes aromáticos en el gas o en el petróleo.• Con gran cantidad de fracciones intermedias (C2 - C4). Mezcla

cerca de su composición crítica.• La composición cambia más rápidamente si py y Ty están cerca

de pc y Tc o cuando uno o más componentes tienen densidad superior al promedio.



Variación con profundidad del contenido de C1 y C7+de los Yacimientos del East Painter7

6000 7000

40

50

60

70

% C 1

80 RyckmanCreek

RyckmanCreek

Clear Creek

Clear Creek

Pine View

Oil

GlasscockHollow

Condensate

EastPainterReservoir

EastPainterReservoir

Painter Reservoir

Painter Reservoir

8000 9000

PROFUNDIDAD, pies

10000 11000 12000 13000 14000 15000

(a)



Variación con profundidad del contenido de C1 y C7+de los Yacimientos del East Painter7

6000 7000

200

150

100

% C 7+

RyckmanCreek

RyckmanCreek

Clear Creek

Clear Creek

Pine View

Oil

Gas

GlasscockHollow

East PainterReservoir

PainterReservoir

PainterReservoir

8000 9000

PROFUNDIDAD, pies

10000 11000 12000 13000 14000 15000

(b)



Algoritmo Termodinámico de Predicción

• El cambio de energía libre de GIBBS de un componente se puede relacionar con la fugacidad:

dGi = RT lnfi (i = 1,2,....N) y también con los pesos moleculares.

dGi = Mi gdh (i = 1,2,....N)• Entonces

RTlnfi = Mi gdh

Ecuación de equilibrio termodinámico de una columna multicomponente sometida a un campo gravitacional a temperatura constante.



Algoritmo Termodinámico de Predicción (cont)

• Integrando entre límites:

• Sólo aparecen efectos gravitacionales .• Las fugacidades a p y T se determinan por

ecuaciones de estado.

RT

ghMEXPff

ffhh

ffoh

ii

ohi

hii

oii



Comparación de las curvas

RGP vs PROFReal y

calculada



Variación de las propiedades de las Mezclas de Hidrocarburos con

Profundidad

• Composición:

Puede haber disminución de CH4 y aumento de C7+

Relación gas - petróleo:

por disminución de livianos y aumento de pesados con profundidad, RGP disminuye con la profundidad.



Variación del contenido de C1 y C7+ con profundidad del campo Anschutz Ranch East

4000 4400 4800 5200 5600 6000 6400

% C1 % C7+

% C1

% C7

59 6

5

60 7

61 8

62 9

63 10

64 11

65 12

66 13

67 14

Pine View

PROFUNDIDAD, pies



Variación de la RGP con profundidad del Campo Anschutz Ranch East

4000 4400 4800 5200 5600 6000 6400

3200

3400

3600

3800

4000

4200

4400

4600

4800

5000

5200

5400

5600

PROFUNDIDAD, pies

RG

P, C

N/B

N



Variación de las propiedades de las Mezclas de Hidrocarburos con

Profundidad (cont)

• Presión de saturación:a) Presencia de CGP: en el CGP la presión del

yacimiento es igual a la de saturación.

- En la zona de gas condensado:

por incremento del peso molecular del gas y T.

- En la zona de petróleo:

Por disminución de la RGP de solución.

rocioph

bph



Cambios de la presión de saturación en Yacimientos con variación composicional

5800 6000

PRESIÓN DELYACIMIENTO

PRESIÓN DEROCÍO

PRESIÓN DEBURBUJEO

CGP

6200 6400

+400

+200

0

PRESIÓN, Lpc

PR

OF

UN

DID

AD

, pie

s



Variación de las propiedades de las Mezclas de Hidrocarburos con Profundidad (cont)

b) Ausencia de CGP definido ( py muy alta):py > proc => condensado subsaturado.

Py > pb comportamiento similar al caso a.



Cambios de la presión de saturación en Yacimientos con variación composicional

6200 6400 6600 6800 7000 7200

PRESIÓN DELYACIMIENTO

PRESIÓN DESATURACIÓN

ROCIO

DATUM

BURBUJEO

-400

+200

-200

0

PRESIÓN, Lpc

PR

OF

UN

DID

AD

, pie

s



Variación de la temperatura crítica con profundidad en un Yacimiento del Mar

Norte3

UPPER BRENT

M IDDLE BRENT

W.O .C . 3224 m

W ell 2 W ell 1

D ST 13100 m

3200 m

3300 m

3400 m

3500 m

PR

OF

UN

DID

AD

, m

D ST 3D ST 2D ST 1

3250

-200 -100 0 100 200 400300

3200

TEM PER ATU R A C R ÍTIC A, °C

PR

OF

UN

DID

AD

, m

3150

3100

D ST 3

Tem peratura delYacim iento

Tem peraturaC rítica

D ST 2

D ST 1

Pozo 2

Pozo 1



Sección esquemática del campo “El Furrial”



Variación de la presión de burbujeo, gravedad APIy % asfaltenos con profundidad. Campo El Furrial




Propiedades del Gas Natural

CAPÍTULO 5



Composición del Gas Natural

• Miembros más volátiles de la serie parafínica de hidrocarburos (Cn, H2n+2).

• Impurezas (componentes no hidrocarburos)

vapor de agua, etc.

• Elementos más pesados.

- Pequeñas proporciones.

- Se reportan como

71 CC

,,,, 2222 NNSHCO

7C



Comportamiento Real de los Gases• Gases ideales:

pV=nRT

No toma en cuenta:

- Volumen ocupado por las moléculas.

- Fuerzas de atracción y repulsión de las moléculas.

- Sólo puede utilizarse a bajas presiones

(< 50 lpca) y temperaturas moderadas.• Gases reales:

pV=ZnRT

Z= Factor de compresibilidad (factor de corrección), depende de p y T.

P y T deben ser valores absolutos.

)/()(314,8

)}/(08205,0

)/(73,10

3

3

KxmolKgmxKP

Kmolgrltxat

RmollbpiexlpcaR

a

Ojo: En los simuladores numéricos composicionales se usan ecuaciones de estado en vez de la ecuación de gases reales.



Determinacón del Factor de Compresibilidad

• Principio de los estados correspondientes.

- Desarrollado por J.D Van derWaals (1856).

- Todos los gases tienen el mismo factor Z a iguales condiciones de presión y temperatura reducidas:

Cr

cr

rr

TT

Tpp

p

TpfZ

),(



Determinación del Factor de Compresibilidad (cont)

- Para una mezcla de hidrocarburos (W.B.Kay,1936)

críticapseudoatemperaturT

críticapseudopresiónp

reducidapseudoatemperaturT

TT

reducidapseudopresiónp

pp

TpfZ

sc

sc

scsr

scsr

srsr

),(




• Si se conoce la composición del gas:

icomponentedelmolarfracciónY

icomponentedelabsolutascríticasatemperaturypresiónTp

YTT

Ypp

i

cici

ici

n

isc

ici

n

isc

,1

1




)8,0()7,53log(8522319)1,61log(4311188)( 7777 CCCsc MMCp

)3800log2450(lg)2,71log(364608)( 7777 CcCsc MMCT

Si se conoce sólo la gravedad específica del gas:

i) Gas pobre:

ii) Gas rico:

2

2

5,12325168

5,3715677

ggsc

ggsc

T

p

2

2

5,71330187

1,117,51706

ggsc

ggsc

T

p



Método Gráfico de Standing y Katzz

• Se basa en correlación gráfica.

• Determina Z a partir de psr y Tsr.

• Limitaciones:

- C1 > 80%.

- No hidrocarburos aromáticos.

- Sin impurezas. CO2 produce error igual al valor de yco2.

- No se debe usar a p y T cercanos a la crítica.

- No se recomienda para p > 10.000 lpca.



Fac

tor

de

com

pre

sib

ilid

ad,Z

Presión seudoreducida

Fac

tor

de

com

pre

sib

ilid

ad,Z

Factor deCompresibilidad

de gases naturales



Método Gráfico de Standing y Katz (cont)• Si hay impurezas, corregir según Wichert y Azis:

SH

SHCo

sk

skiCi

n

i

sciCi

n

isc

skiCi

n

isc

yB

yyA

BBAAF

FBByT

Typp

FyTT

2

22,

)(15)(120

)1()(

)(

)(

45,06,19,0

1

1

1

SHyCOdemolaresfraccionesyy

RcorreccióndefactorF

SHC

sk

O 222 2,

,



Método Gráfico de Standing y Katz (Cont.)

• Método práctico para cálculos rápidos y puntuales.• Para cálculos repetitivos (simulador).

- Desarrollar ecuaciones para las curvas isotermas

de Standing y Katz, v.g Sarem.

- Cálculo directo de Z vía ecuaciones de estado, v.g Hall y Yarborough.



Método de Sarem

• Desarrollo numérico de las isotermas de Standing y Katz vía polinomios de Legendre de grado 0 a 5.

menterespectivanymdodeLegendredepolinomiosPnPm

Ty

PX

yPnxPmAmnZ

sr

sr

nm

gra,

9,1

42

8,14

152

)()(5

0

5

0



Método de Sarem (cont)

)157063(293151,0)(

)33035(265115,0)(

)35(9354145,0)(

)13(7905695,0)(

224745,1)(

7071068,0)(

355

244

33

22

1

xxxXP

xxXP

xxXP

xXP

xXP

XPO

Valores de los coeficientes Amn.



Método de Hall y Yarborough

• Se basa en la ecuación de estado de Starling - Carnahan• Bastante exacto y fácil de programar.

)(

06125,02)1(2,1

srsc

scsr

tsr

TladeinversoTT

t

pp

p

Y

tepZ

Y = Densidad “reducida” que puede ser obtenida, resolviendo la ecuación no lineal:



Método de Hall y Yarborough (cont)

3

432)1(2,1

)1(06125,0

2

YYYYY

tep tsr

0)4,422,2427,90()58,476,976,14( )82,218,2(32232 tYtttYttt

Se resuelve:i) Por ensayo y error.ii) Por el método de Newton - Raphson

K

K

YY

yKkk

dY

dFYFYY

)()(1 /



Método de Hall y Yarborough (cont)

YtttY

YYYY

dY

YdF)16,952,1952,29(

)1(

4441)( 324

432

)82,218,1(32 )4,42,2427,90)(82,218,2( tYtttt



Factor Volumétrico del Gas, Bg

Relación entre el volumen de gas en el yacimiento al volumende la misma masa de gas a CN (14,7 lpca y 60 °F)

PCNBY

pZT

B

PCNPCY

pZT

p

ZTB

g

g

00504,0

02829,0520

7,14

En caso de yacimientos de gas se utiliza el inverso o factor deexpansión del gas.

PCYPCN

ZTP

BE

gg 35,35

1

BYPCN

ZTP

4,198

Los valores de Bg son muy pequeñosy en los cálculos, cuando se requieraBg-Bgi en el denominador, se puedecometer un error muy grande al usarintervalos pequeños.



Factor Volumétrico del Gas, Bg (cont)• Para muchos gases naturales Eg vs P/Z es:

– lineal a presiones no muy elevadas => ajustar Eg con un polinomio de segundo grado en p por mínimos cuadrados:

2cpbpaEg

Resultando:

n

i

i

n

i

i

n

i

igi

n

i

i

n

i

i

n

i

i

n

iigi

i

n

i

n

i

n

iiigi

n

i

pCpbpaEp

pCpbpaEp

pCpbnaE

1

4

1

3

1

2

1

2

1

3

1

2

11

1 1

2

1



Compresibilidad del Gas, Cg

• Cambio unitario de volumen con presión a T constante

Tg P

VV

C

1

sustituiralyrealesgasesdeecuaciónladodiferenciaobtenerpuedeSepV

T

Tg P

ZZP

C

11

Nótese que para gases ideales,

Entonces:

01 PZ

yZ

PCg

1



Compresibilidad Pseudoreducida, Cgr

• Mattar, Brar y Azis desarrollaron el siguiente esquema:

• En una mezcla de gases es preferible usar:

• y definir la compresibilidad pseudoreducida Cgr, como:

• y como:

srTsrscsrscg p

Z

ZpppC

11

srTsrsrsrscggr p

Z

p

Z

ppCC

1

sr

srr ZT

p27,0



Compresibilidad Pseudoreducida, Cgr (cont)

• Después de varias manipulaciones matemáticas

srTr

r

srr

srsrgr

ZZ

TZ

TZpC

1

)/(27,012

sr

r

rsrsrsrTr T

AAT

AA

T

A

T

AA

Z

sr

4

655

4311

1 52

4842

82

837 12 rA

rrrsr

reAA

TA



Compresibilidad Pseudoreducida, Cgr (cont)

53530771,0

57832729,0

04670990,1

31506237,0

4

3

2

1

A

A

A

A

68446549,0

68157001,0

1048813,0

61232032,0

8

7

6

5

A

A

A

A



Viscosidad del Gas Natural, g

• La viscosidad de un gas es mucho menor que la de un líquido.

• Todos los gases son Newtonianos.• Factores que afectan g.• A p < 1000 - 1500 lpca, T => g• A p > 1000 - 1500 lpca, T => g• a T constante, p => g • Mg => g g => g



Determinación de

• Experimentalmente:– Sumamente complicada por ser muy pequeña.– No puede ser medida con exactitud.

• Métodos Gráficos o Numéricos:– Lee, González y Eakin– Carr, Kobayashi y Burrows.

g



Método de Lee, González y Eakin

• Midieron experimentalmente la viscosidad de cuatro gases naturales con impurezas (CO2 y H2S) a:

T entre 100 y 400°F.

P desde 100 hasta 8000 lpca.



Método de Lee, González y Eakin (cont)

XYMT

XTM

TMK

donde

XK

gg

g

gY

g

2,04,2/01,0986

5,3/19209

)02,04,9(

:10

)exp(

5,1

4

Obtuvieron la correlación siguiente:

g = Viscosidad del gas a p y T, cpT = Temperatura absoluta en °R.g = Densidad del gas, a p y T, gr/cm3Mg = Peso molecular del gas



420

400

350

300

260

220

180

140

100

100 140 190 220 260 300 340

8000 PSIA

6000 PSIA

5000 PSIA

4000 PSIA

3000 PSIA2500 PSIA2000 PSIA1500 PSIA1000 PSIA200 PSIA

Región 2 fasesestimada

Temperatura, °F

Vis

cosi

dad

, Mic

rop

ois

es

Lee y Cols

Valores Experimentales

Composición del Gas =N2, 0.55; CO2 1.70C, 91.60; C2-C7, 6.15%

Comparación entre valores

experimentalesde viscosidady calculados

con el método LEE y COLS



Método de Carr, Kobayashi y Burrows

• Se basa en el principio de los estados correspondientes.

• A psr y T sr todos los gases tienen el mismo coeficiente de viscosidad, g / g1. g = Viscosidad del gas a p y T. g1= Viscosidad del gas a 1 atm y T, °F, cp.

• Si el gas tiene impurezas:- g = g1sc+CCO2 +CH2S + CN2

cgg

gg 1

1



m g

1, c

ps

Peso Molecular

Gravedad del GasViscosidad de Hidrocarburos

Gaseosos A 1.0 ATM



Coc

ient

e m

g/m

g 1

Temperatura seudoreducida

(g/g1) Vs.Psr a Tsr Constante



Presión seudoreducida

mg/mg1 Vs. Psr a TsrConstante

Co

nst

ante

mg

/mg

1Haga click sobre este recuadro para retornar al contenido



Método de Carr, Kobayashi y Burrows (cont)

• Standing desarrolló el procedimiento para computadores:

)1073,3log1049,8(

)1024,6log1008,9(

)1059,9log1048,8(

log1015,610188,8)10062,210709,1(

33

33

33

33651

22

22

22

xxYC

xxYC

xxYC

xxTxx

gHH

gCC

gNN

ggscg

SS

OO

Cgsr

g T

AExp1

)(



Método de Carr, Kobayashi y Burrows (cont)

)(

)()(

315

2141312

3

311

21098

237

2654

srsrsrsr

srsrsrsrsrsrsrsr

papapaaT

papapaaTpapapaaT

3

32

211

ln srsrsrosrg

g papapaaTA



Propiedades Petrofísicas

CAPÍTULO 6



Propiedades Petrofísicas Multifásicas

• Propiedades Petrofísicas dependen de:– Estructura de la Roca.– Naturaleza de los Fluídos. – Saturación de los Fluídos.

– Propiedades Petrofísicas Multifásicas

– Humectabilidad– Presión Capilar– Permeabilidades Relativas



Humectabilidad• Tendencia de un fluido a adherirse o adsorberse sobre

una superficie sólida en presencia de otros fluidos inmiscibles.

• Determina:– Localización y Distribución de Fluidos.– Permeabilidad Relativas.

– Eficiencias de Desplazamiento.• Los Fluidos pueden ser:

– Humectantes o Mojantes, mayor tendencia a adherirse a la roca.

– No se adhieren a la roca o lo hacen parcialmente.



Humectabilidad (cont)

• Ángulo de Contacto:• Formado por la interfase de dos fluidos

inmiscibles con la superficie de la roca, medido a través del más denso. Varia entre 0 y 180°.

• Ángulo contacto < 90 - humectante.• Ángulo contacto = 90 - intermedio.• Ángulo contacto > 90 - no humectante.



Ilustración del áangulo de contacto

Owo Owo

Owo OwoHIDRÓFILO( < 90°)

OLEOFILO( < 90°)

OwoAGUA

SUPERFICIE DE LA ROCA

PE

TRÓ

LEO

Owo = ÁNGULO DE CONTACTO



Humectabilidad (cont)• Hidrófilos:

• Ángulo de contacto < 90.

• Mojados preferencialmente por agua.

• El agua se desplaza por los canales de flujo pequeños.

• El petróleo se desplaza por los canales más grandes.

• Abarca la mayoría de los yacimientos petrolíferos.

• Oleófilos:

• Ángulo de contacto mayor de 90°.

• Mojados preferencialmente por petróleo.

• El petróleo se desplaza por los canales más pequeños, el agua por los más grandes.

• Pocos yacimientos son oleófilos. Ricos en compuestos polares como ácidos y bases orgánicas existentes en los asfaltenos.

• No hay yacimientos Gasófilos.



A) YACIMIENTO B) YACIMIENTO OLEOFILO

ROCA AGUA PETRÓLEO

Distribución de los fluidos en yacimietos hidrófilos y oleofilos



Grano de Arena

100% Agua 100% Petróleo

100% Gas Agua-Petróleo-Gas

Porosidad



Granos Grandes Granos Diminutos

Granos Grandes Granos Pequeños

Permeabilidad



Presión Capilar

• Diferencia de presión entre dos fluidos inmiscibles a través de la interfase que se forma entre ellos, cuando se ponen en contacto en un medio poroso.

– Pc = PFNM - PFM

– Pc= Presión capilar, lpc.– PFNM = Presión fase no mojante, lpc.– PFM= Presión fase mojante, lpc.

• Presiones capilares en yacimientos de hidrocarburos:– Agua Petróleo

Hidrófilos PCWO = Po - PwOleófilos PCWO = Pw - Po

– Gas - PetróleoPcgo = Pg - Po– Agua - Gas PCgw = Pg - Pw



Presión Capilar• Si la interfase es curva la presión en el lado cóncavo excede el

convexo y esta diferencia es conocida como presión capilar.La expresión general para calcular la presión capilar en cualquier punto de la interfase donde las presiones en el petróleo y en el aguason Po y Pw respectivamente(Expresión de Laplace):

– Pc =Presión Capilar– õ = Tensión interfasial– R1 y r2 = Radios de Curvatura en cualquier punto

de la interface Presión fase no mojante, lpc.

21

11

rrPPP woC



Presión Capilar• Las moléculas cerca de la interfase están desigualmente atraidas por

las moléculas vecinas y esto da un incremento en el nivel de energía libre en la superficie por unidad de área o tensión interfacial

– Pc = PFNM - PFM– Pc= Presión capilar, lpc.– PFNM = Presión fase no mojante, lpc.– PFM= Presión fase mojPresiones capilares en

yacimientos de hidrocarburos:

– Agua PetróleoHidrófilos PCWO = po - pwOleófilos PCWO = pw - po

– Gas Petróleo Pcgo = pg - po– Agua - Gas PCgw = pg - pw



Presión Capilar

• La Presion capilar es interpretada en terminos de la elevacion de un plano de saturacion constante de agua sobre el nivel al cual la presion capilar es cero.

– Pc = PFNM - PFM– Pc= Presión capilar, lpc.– PFNM = Presión fase no mojante, lpc.– PFM= Presión fase mojante, lpc.

• Presiones capilares en yacimientos de hidrocarburos:

– Agua PetróleoHidrófilos PCWO = po - pw

Pw+ ρwgH=P

Po+ ρogH=P

(Po – Pw)= ∆ρgH



Presión Capilar (cont)

• Considerando el medio poroso como empaque de tubos capilares:

• = tensión interfacial, dinas / cm.• Pc = presión capilar, dinas / cm2. º = ángulo de contacto.• r = radio promedio de los poros.

r

CosPC

2



Pc= Pfnm - Pfm

DRENAJE

Swir

Sor

B

AC

Pd

0 SATURACIÓN DE AGUA

PR

ES

IÓN

CA

PIL

AR

10

+

D

IMBIBICIÓNEXPONTÁNEA(Pfm < Pfnm)

IMBIBICIÓNFORZADA(Pfm < Pfnm)

Curvas típicas de presión capilar



Curvas de Presión Capilar - Drenaje• Consideremos un medio poroso saturado 100% con fluido mojante (agua). Se

requiere desplazarla con fluido no mojante (petróleo). El proceso se llama Drenaje.

• Presión de umbral o de desplazamiento: presión mínima requerida por el fluido no humectante para penetrar en los poros más grandes. Punto A de la Curva.

• Continuando el proceso:• Saturación fase mojante => Disminuye.• Saturación fase no mojante => Aumenta.• Presión capilar => Aumenta hasta B.• B => Aumentos de presión capilar no disminuyen saturación

fase mojante.• Saturación irreducible fase mojante = cantidad de fluido mojante que

queda en los poros (los más pequeños) => saturación de agua connata.



Curvas de Presión Capilar - Imbibicion

• Consideremos que reversamos el experimento.• Desplazamos el fluido no mojante (petróleo) con fluido mojante

(agua), partiendo de Sw = Swir (Punto B).• El proceso se llama imbibición• Durante el proceso:

– Saturación fase mojante => Aumenta.– Saturación fase no mojante => Disminuye.

• Notense dos partes en el proceso:– PFM < PFNM Curva B - C Imbibición

espontánea.– PFM > PFNM Curva C - D Imbibición Forzada.



Curvas de Presión Capilar - Imbibicion (cont)

• En el punto D, mayores incrementos de Pfm no producen disminución adicional en la saturación de la fase no mojante: Saturación residual de la fase no mojante (Sor).

La fase no mojante residual queda atrapada en los canales porosos más grandes.



Curvas de Presión Capilar - Histéresis

• Diferencia en las propiedades multifásicas de las rocas causadas por la dirección del cambio de saturación.

• En el caso de la presión capilar:

• Curvas por drenaje curva por Imbibición.

• Histéresis de capilaridad.

• Curva de imbibición: sirve para simular el desplazamiento del petróleo y / o gas por el agua.

• Curva de drenaje: Distribución inicial de saturación de los fluidos en el yacimiento y desplazamiento de petróleo por gas.



Presión Capilar - Efecto del Tamaño y Distribución de los Poros

• Pc es inversamente proporcional al tamaño de los poros.

• Si todos los poros fuesen del mismo tamaño, Pc vs. Sw daría una recta horizontal, recta A (radio r).

• Si todos los poros fuesen del mismo tamaño, pero si los r2 > r1, estariamos en recta B, PcB < PcA.

gHr

CosPc

2



Presión Capilar - Efecto del Tamaño y Distribución de los Poros (cont)

• Si los poros variaran uniformemente entre r1 y r2, tendríamos pc vs. Sw siguiendo la curva C

• Tamaño de los poros => Pc => K

• A medida que disminuye el tamaño de los poros, la permeabilidad disminuye. La permeabilidad disminuye y la presión capilar aumenta.



Función J de Leverett

• Función adimensional que permite correlacionar datos de diferentes arenas de un mismo yacimiento o campo (litología y textura no cambien notoriamente).

• Agua - Petróleo:

• Gas - Petróleo:

• Es una propiedad de la roca

/216,0

)( kp

SJwo

cwow

/216,0

)( kp

SJgo

cgow



Función J de Leverett (cont)

• Es aproximadamente constante para un tipo de roca dada.

• No cambia del laboratorio al yacimiento (laboratorio usa: aire - agua, agua - petróleo o aire mercurio petróleo, agua y gas del yacimiento).

2/1

)/(

)/()()(

lab

yac

lab

yaclabcyacc k

kxpp



Distribución Inicial de Sw• Debido a la presencia de las fuerzas capilares en el medio

poroso, pueden existir zonas de transición agua - petróleo y petróleo - gas en yacimientos con acuíferos y / o capas de gas.

• Es importante conocer la distribución inicial de saturaciones de fluidos en la zona de petróleo. Es una de las más importantes aplicaciones de la presión capilar.

• Suponiendo:– Un yacimiento de petróleo con un acuífero de fondo.– Las columnas de agua y petróleo son continuas y en contacto a

través del yacimiento.

– Los fluidos están en equilibrio estático.



Distribuciónde fluidos conprofundidaden un yacimiento



Distribución Inicial de Sw (cont)

DNA D

Petróleo

Zona de transiciónAgua - Petróleo

NAL

Sw = 100%

Agua

))((433,0)(

)(433,0

)(433,0

DDPPPP

DDPP

DDPP

NALowNALCwowocow

NALwwNALw

NALooNAL

O



Distribución Inicial de Sw (cont)

• En el NAL, Sw = 100% y o sea:

0NALcwoP

))((433,0 DDP NALowcwo

Esta ecuación permite determinar la distribución de Swpor encima del NAL.



Distribución Inicial de Sg

• Considérese un yacimiento de petróleo con capa de gas.– NPL: Nivel de Petroleo Libre– Existe una zona de transición gas - petróleo más

pequeña que la del agua - petróleo.– Al NPL, So + Swir = 1 y– Las columnas de gas y petróleo son continuas y

en contacto a través del yacimiento.– Los fluidos se encuentran en equilibrio estático.

0NPLcgop



Distribución Inicial de Sg (cont)

DNPL D

Gas

Zona de transiciónGas - Petróleo

NPL

So + Swir =1

Petróleo

))((433,0 DDP NPLgocgo

Entonces:



Distribución de saturacióncon base en datosde presión capilar

150

100

50

0

0 50 100

Sw (%)

ALT

UR

AD

ES

DE

EL

NIV

EL

DE

AG

UA

LIB

RE

(pie

s)

150

100

50

0

0 50 100

Sw (%)

ALT

UR

AD

ES

DE

EL

NIV

EL

DE

AG

UA

LIB

RE

(pie

s)

POZO 1POZO 2POZO 3POZO 4

Distribución de saturacióncon base en datosde resgistros



SAT U R ACIÓ N D E AGU A (C alc.), %

PR

OF

UN

DID

AD

PO

RD

EB

AJO

DE

LN

I VE

LD

EL

MA

R(p

i es)

830

840

850

860

870

880

890

900

910

920

930

940

950

960

970

980

990

1000

1010

10200 10 20 3 0 40 50 60 70 8 0 90 100

DATO S O BT EN ID O S D EP R ESIÓ N C AP ILAR

DATO S O BT EN ID O S D ER E GIST R O S E LÉ CTR IC O S

SSw vs. Profundidadcon base a presióncapilar y a registroseléctricos



TORTUOSIDAD

• Es la relación entre la longitud del tubo capilar equivalente al medio poroso (Lc) y la longitud del medio poroso (L) .

– Pc = PFNM - PFM– Pc= Presión capilar, lpc.– PFNM = Presión fase no mojante, lpc.– PFM= Presión fase mojante, lpc.

• Presiones capilares en yacimientos de hidrocarburos:– Agua Petróleo

Hidrófilos PCWO = po - pw

Pw+ ρwgH=P

Po+ ρogH=P(Po – Pw)= ∆ρgH



Correlaciones de Presión Capilar Total - Corpoven

• Basadas en 91 análisis de la presión capilar de muestras de yacimientos del Area Mayor de Oficina.

• Se usó el modelo de Brooks y Corey:

= índice de distribución tamaño de los poros, adim.• Pd = presión de desplazamiento, lpc.• Pcwo = presión capilar a Sw, lpc

wirwirww

cwow

SSSS

PPd

S

1/*

*



RAZON DE MOVILIDAD

• Basadas en 91 análisis de presión capilar de muestras de yacimientos del Area Mayor de Oficina.

• Se usó el modelo de Brooks y Corey:

= índice de distribución tamaño de los poros, adim.• Pd = presión de desplazamiento, lpC.• Pcwo = presión capilar a Sw, lpc

wirwirww

cwow

SSSS

PPd

S

1/*

*



Correlaciones de PresiónCapilar Total - Corpoven (Cont.)

alta = arena no consolidada. baja = arena consolidada.• promedio área mayor de oficina = 1,668.• Las correlaciones son:

)/log(

log *

cwo

w

PPd

S

wir

gwir

wir

oo

ogcgo

wwcwo

S

SS

S

SS

lpcSkSP

lpcSkSP

1

1

1

,)2648,1log2934,0()(

)2135,2log5135,0()(

*

6,0*

6,0*



Permeabilidad

• Medida de la facilidad con que una roca permite el flujo de fluidos a través de sus porosinterconectados.

– Absoluta: medio poroso que está completamente saturado (100%) con el fluido que se mueve a través de los canales porosos.

– Efectiva: facilidad con que una roca permite el flujo de unifluido, en presencia de otros u otros fluidos.

Kefec < Kabs.– Relativa: cociente entre la permeabilidad efectiva

a un fluido y una permeabilidad base.



Permeabilidad Relativa (cont)

b) Normalizadas: se usan como bases las permeabilidades máximas (extremas) al fluido en cuestión:

Las permeabilidades máximas se calculan así:

Agua - Petróleo: Somax =1 -Swc Swmax = 1-Sorw.

Gas - Petróleo : Somax = 1 - Swc - Sgc Sgmax = 1-Sorg - Swc

gmax

grg

wmax

wrw

omax

oro k

kk

k

kk

k

kk

k

kk

k

kk

k

kk g

rgw

rwo

ro

a) No normalizada: se usa la permeabilidad absoluta como base:



Curvas típicasde Kr Gas-

Petróleo

PE

TR

ÓLE

O

AG U A

SATUR ACIÓ N DE A G UA

PE

RM

EA

BIL

IDA

DR

EL

AT

IVA

Sorw

K rw m ax.

K ro m ax.

Swc

1.0

0 1

SATU RACIÓ N DE LÍQ UIDO (So + Sw c)

S o rwPE

RM

EA

BIL

IDA

DR

EL

AT

IVA

Sgc

K rg m ax.K ro m ax.

Sw c

PETRÓLEO

0

1.0

1



Teoría de Flujo por Canales• Desarrollada por Moore y Slobod.• La más aceptada para explicar el flujo microscópico a través de medios porosos.• Basada en estudios experimentales.• Los diferentes fluidos que saturan una roca se distribuyen en el espacio poroso

interconectado, ocupando poros completos y diferentes.• Una serie de poros saturados regularmente se encuentran interconectados, formando

un canal de flujo.• Para que un fluido pueda fluir a través de un canal tiene que formar una fase continua.

• Una formación petrolífera está constituida por un gran número de canales interconectados entre sí.

• La fase mojante (agua) ocupa los canales más pequeños.• La fase no mojante (petróleo y / o gas) es las más grandes.



Distribuciónde fluidos

durante unainvasión

con aguaFAS E IN IC IAL

FASE IN IC IA L

ABAND ON OFASE SUBO RDINA DA

FAS E SUB O RDINADA

a) YACIMIENTO HIDRÓFILO

b) YACIMIENTO OLEÓFILO

ABA NDO NO

GR ANODE ARE NA PE TRÓ LEO A G UA



Factores que Afectan las Curvas de Kr

• Si durante el proceso de desplazamiento no hay cambios importantes en la tensión interfacial Kr depende de:– Saturación:

• A medida que aumenta la saturación de un fluido, se incrementa la permeabilidad relativa hasta un valor

máximo.– Historia de la saturación (Histéresis).– Distribución del tamaño de los poros.– Humectabilidad de la matriz de la roca.– Temperatura.



Efecto de la Historia de Saturación (Histéresis) sobre Kr

• Drenaje (Desaturación): Medio poroso inicialmente saturado con la fase mojante y Kr se obtiene, disminuyendo la saturación de la fase mojante por desplazamiento con la fase no mojante.

• Imbibición (Restauración): Kr se obtiene, aumentando la saturación de la fase mojante.

• Kr para la fase no mojante en imbibición son menores que en drenaje por entrampamiento de la fase no mojante por la mojante. La fase no mojante se queda en los poros en forma discontinua e inmóvil.

• La historia de saturación debe tenerse en cuenta al estudiar:• Conificación del agua y gas.• Inyección de agua en presencia de gas libre.• Efecto del gas atrapado sobre Swor.• Inyección de tapones alternados de Agua - Gas (WAG).



Histéresisde las curvas

de permeabilidad

relativa

SATURACIÓN DE AGUA

PE

RM

EA

BIL

IDA

DR

ELA

TIV

A,%

PE

RM

.AB

SO

LUTA

(agu

a) 160

140

120

100

80

60

40

20

00 20 40 60 80 100

D IR E C C IÓ N D E LC A M B IO D ES ATU R A C IÓ NIM B IBIC IÓ N

AG U A

P E T R Ó L E O

D R E N A JE



Efecto de la Distribución del Tamaño de los Poros sobre Kr

• Arenas consolidadas tienen menor permeabilidad relativa a la fase mojante y mayor a la no mojante que arenas no consolidadas.

• Se debe ser muy cuidadoso en la selección de correlaciones.

• Índice de distribución del tamaño de los poros , es buena base para correlacionar curvas de permeabilidad relativa.



SATURACIÓN DE LÍQUIDO

GAS

LÍQ

UID

O

PE

RM

EA

BIL

IDA

DR

ELA

TIV

A

100

80

60

40

20

00 20 40 60 80 100

.

.

.

.

.

. . . . .

Curvas de permeabilidad relativapara arenas consolidadas y no consolidadas



Efecto de la Humectabilidad sobre Kr

• En yacimientos hidrófilos el petróleo fluye por los canales de mayor área de flujo y el agua por las de menor áreas de flujos.

• En yacimientos oleófilos ocurre lo contrario.• Bajo condiciones similares de desplazamiento, la

recuperación de petróleo es mayor en hidrófilos.• En yacimientos con humectabilidad intermedia, el

volumen de petróleo residual es pequeño.



SATURACIÓN DE AGUA

HIDRÓFILO

OLEÓFILO

PETRÓLEOAGUA

PE

RM

EA

BIL

IDA

DR

ELA

TIV

A

100

75

50

25

0 25 50 75 100. . . .

.

.

.

.

Curvas de permeabilidad relativapara yacimientos oleófilos e hidrófilos



Efecto de la Temperatura sobre Kr

• Al aumentar T:– Kro aumenta y Krw disminuye– El agua humecta en mayor grado la roca del

yacimiento.– La histéresis entre drenaje e imbibición disminuye.– La saturación residual de petróleo disminuye.– La saturación irreducible del agua aumenta.

Swir = 0,001364 T + 0,0945



Sw

Kro Krw

70°F

150°F

180°F

250°F

1.0

.9

.8

.7

.6

.5

.4

.3

.2

.1

0.0

1.0

.9

.8

.7

.6

.5

.4

.3

.2

.1

0.00 .1 .2 .3 .4 .5 .6 .7 .8 .9 1.0

Efecto de la temperatura sobre las permeabilidades relativas al agua y al petróleo



T, °F

Swir

50

40

30

20

10

060 100 140 180

23456

2

4 .5

Efecto de la temperatura sobre Swir



+

Puntos Promedios

Kro

w(S

wc)

Swc

1.0

0.9

0.8

0.7

0.6

0.5

0.4

0.3

0.2

0.1

0.00.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0

++ +

++ +

+

+++

++

+++

++++

++

++++

+++++

++ +

++

+

++

+++++

+ +++

++

++ ++++

++

+ ++

++++

+

++

++

+++ ++++++

++

+

+ +

+++

Permeabilidad relativa máximadel petróleo (Desplazamiento agua-petróleo)



Correlaciones de Wyllie y Gardner

• Especificación en tres tipos de arenas:• Permeabilidad relativa gas - petróleo:

Tipo de Arena– No consolidada, bien escogida– No consolidada, pobremente escogida– Arena cementada, calizas, etc

rogkrwk

3** )1(3

oSSo

)1()1(5,15,3 *2**

ooo SSS

)1()1(24 *2**

ooo SSS

wc

wco S

SS

1*



Correlaciones de Wyllie y Gardner (cont)

• Permeabilidad relativa agua - petróleoTipo de Arena

• No consolidada, bien escogida• No consolidada, pobremente escogida• Arena cementada, caliza,etc

rogkrwk

3*3* )1( ww SS

5,35,1 **2* )1()1( www SSS 42 **2* )1()1( www SSS

wir

wirww S

SSS

1*



Correlaciones Corpoven Total para Kr• Permiten estimar para desplazamiento agua - petróleo y gas - petróleo.

a) Saturaciones residuales

Sorw = 0,32 (1-Swc) Sorg = 0,40 (1-Swc)

b) Permeabilidades relativas máximas

i) al petróleo en desplazamiento petróleo - agua en

función de Swc.

ii) al agua en desplazamiento petróleo - agua, en

función de (1-Sorw - Swc)

iii) al gas en desplazamiento petróleo - gas en función de 1-Sorg -

Swc.

c) Permeabilidades relativas Agua - Petróleo.

d) Permeabilidades relativas Agua - Petróleo.• Fueron desarrolladas para los yacimientos petrolíferos del Oriente de Venezuela, usando:

» 91 análisis de presión capilar.» 81 análisis de desplazamiento agua - petróleo.» 35 análisis de desplazamiento gas - petróleo.



Correlaciones Corpoven Total - Permeabilidades Relativas Agua - Petróleo

– Obtenidas, modificando las ecuaciones de Corey y Burdine.

))(1(

411)(

2

1

1:

)1(1)(

2,0

***

****

*

/)2(*2*

* )32(

oraoorw

orworwoof

wir

orworw

ofofromaxrow

wrwmax

rw

SSS

SSSS

S

SScon

SSKK

SK

K



2,2*2*

*

*

**

)1(1)(

2,0

668,1

68,0

882,111

2

68,0

2,4

oforromaxrow

wrwmax

rw

w

wof

SSKK

Sk

k

siy

S

SS

O también:

Correlaciones Corpoven Total - Permeabilidades Relativas agua-petróleo

(Cont.)



Correlaciones Corpoven Total Permeabilidades Relativas Gas - Petróleo

• Obtenidas, modificando las ecuaciones de Corey y Burdine.

rog

rgrogrg

owc

wcorog

oorgwc

orgorog

k

kkk

SS

SSk

SSS

SSk

2,2

/)2(

*

2

*

2

)1(6,0

)1(4,0

1



Correlaciones de Corey y Cols.

• Aplicables a desplazamientos gas - petróleo y agua - petróleo en arenas consolidadas y no consolidadas.

• Permeabilidad relativa gas - petróleo:

a) arenas consolidadas:

N o es aceptable su uso en formaciones estratificadas en canales o que tengan grandes cantidades de material de cementante.

1

1

)2(

)1(

*

*3*

4*

wcg

wc

gg

ggrg

grog

SSSo

S

SS

SSk

Sk



Correlaciones de Corey y Cols. (cont)

b) arenas no consolidadas:

Permeabilidad relativa agua - petróleo

a) arena consolidadas

Estas correlaciones, también se llaman de “Naar y Handerson”

b) arenas no consolidadas

3*

3* )1(

grg

grog

Sk

Sk

4*

2/1*2/3* )21(2)21(

wrw

wwrow

Sk

SSk

3*

3* )1(

wrw

wrow

Sk

Sk



PERMEABILIDADRELATIVA

SATURACIÓN DE AGUA

TOTAL

TOTAL

1.0

0.9

0.8

0.7

0.6

0.5

0.4

0.3

0.2

0.1

0.00.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0

x

x

x

x

Swc=0.2= 1.666 TOTAL= 2 Corey y Cols

Wyllie y Cardner

Corey y ColsNaar y Henderson

Corey y ColsNear y Henderson

Wyllie y Gardner

Kro

PE

RM

EA

BIL

IDA

D R

EL

AT

IVA

Comparacion de las permeabibilidades relativas Agua-Pet.Usando varias correlaciones



PE

RM

EA

BIL

IDA

DR

ELA

TIV

A

SATURACIÓN DE AGUA

1.0

0.9

0.8

0.7

0.6

0.5

0.4

0.3

0.2

0.1

0.00.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0

Swc=0.2= 1.666 TOTAL= 2 CoreyyCols

Kro

Total

Kro

Corey y ColsWyllie y Gardner

Comparación de las permeabilidadesrelativas Gas-Petróleo usando varias correlaciones



Permeabilidades Relativas Trifásicas: Gas - Petróleo - Agua

• Cuando existe flujo simultáneo trifásico.• i) yacimientos con empuje combinado de agua y gas.

ii) inyección alterna o simultánea de agua y gas.

iii) Inyección de vapor.

iv)Combustión en sitio.

- Proceso muy difícil de medir experimentalmente.

- Modelo probabilístico fundamentado en teoría de flujo por canales.

- Metodología propuesta por Stone:

i) )(´)( worggrg SSFkoSFk

Se determina de curvas o correlaciones bifásicas gas-líquido.



Permeabilidades Relativas Trifásicas: Gas - Petróleo - Agua (cont)

ii)

Se determina de curvas o correlaciones bifásicas agua-petróleo :

iii)

Esta ecuación puede dar valores negativos. Dietrich y Bonder la modificaron así:

)( wrw SFk

)())(( rwrgrgrogrwrowro kkkkkkk

)0(1

)(/))((

0

gwcroromax

rwrgromaxrgrogrwrowro

SSSakk

kkkkkkkk



Seudo Curvas de Permeabilidad Relativa

• Curvas falsas de permeabilidad relativa para tomar en cuenta fenómenos macroscópicos:

• Conificación.• Adedamiento.• Estratigrafía.• Canalización por zonas de alta k

• Se obtienen a partir de.

• Curvas experimentales.• Correlaciones

• El procedimiento de obtener puede ser:• Tanteo.• Métodos matemáticos.



Seudocurvas zonales de KrSeudocurvas zonales de Kr

1.0

0.8

0.6

0.4

0.2

0

1.0

0.8

0.6

0.4

0.2

00.2 0.4 0.6 0.8 1.0

Krg Kro

S

Región 1Región 2

Kr

Sw

Kr

Buzamientoabajo

Sw

Buzamientoarriba



Tipos de Seudo Curvas• Zonales:

– Se divide el yacimiento en varias zonas de acuerdo con el modelo geológico.

– Reflejan el tipo de distribución de fluidos.

a) difusa: cuando ambas fases (petróleo - agua o petróleo - gas) fluyen simultáneamente a través de una zona o celda (Buckley - Leverett)

b) segregada: los fluidos están separados por una interfase (Dietz)

c) parcial: el fluido desplazante se canaliza a través del desplazado, quedando la celda parcialmente barrida.

d) reflejan conificación: la curva kwr aparece levantada en comparación con las curvas normales.

e) refleja estratificación: cuando se quiere reducir un modelo 3D, a uno equivalente 2D o reducir el número de estratos en el modelo.



Kr

M ixed Segregated Partial

Pc Pc Pc

Sw

Sw

Sw

Sw

Sw

Sw

Kr Kr

a) DIFUSA b) SEGREGADA c) PARCIAL

Seudocurvas que reflejanla distribución de los fluidos



Original Woc

Shifted KfKr

Sw

Seudocurvas que reflejan conificaciones



Avance preferencial

del aguaen un

yacimientoestratificado

PE

TR

ÓL E

O

l

i

N

a) Antes de ocurrir la ruptura en el estrato l

PE

TR

ÓL E

OP

ET

RÓ

L EO

AG

UA

l

i

N

b) Ruptura en el estrato l

l

K

i

N

c) Ruptura en el estrato K

l

N

d) Ruptura en el estrato N

AG

UA




Compresibilidad

CAPÍTULO 7



Compresibilidad Efectiva de la Formación

• Compresibilidad: Cambio de volumen por unidad de volumen inicial causado por variación de presión (A T constante).

• En una roca con fluido a presión p y presión de sobrecarga ps, la matriz está a:

pm = ps - p

Al bajar p se produce:

- Compactación (reducción del volumen de la roca).

- Aumento del volumen de los granos.

- Reducción del volumen poroso, porosidad y

permeabilidad.

TP

V

VC

1



Compresibilidad Efectiva de la Formación (cont)

)(

)(

11

21112

21112

PPC

óPPVCVV

pVCV

V

V

V

VC

f

PfPP

pfp

Tp

p

pT

pm

p

pf



Curva de porosidad / esfuerzo de una roca mostrando las regiones: Elástica, de Colapso de Poros y Compactada

ESFUERZO

REGIONELASTICA

CARGADESCARGA

REGION DECOLAPSO DE

POROS

REGIONCOMPACTADA

PO

RO

SI D

AD



Deformaciones Elásticas e Inelásticas• Al declinar p, pm aumenta y cambia . En este cambio hay 3 regiones.• Elástica: - Pequeña reducción al aumentar pm.

- Al eliminar el aumento de pm , la porosidad

regresa a su valor inicial.• Colapso de poros:

- A tensiones elevadas poros y granos colapsan

- Reducción drástica de porosidad.

- roca se comporta inelásticamente

- Eliminar el esfuerzo no hace regresar a su valor

inicial (Histéresis).

• Compactada: - A tensiones muy elevadas - colapso total. - Reacomodo de granos.

- Porosidad baja que permanece constante.



Reducción de Porosidad durante agotamiento de presión de una Yacimiento de Calcita (Ref. 2)

PRESIÓN DEL YACIMIENTO, lpc

55 55

50 50

45 45

40 40

35 35

30 30

256500 5500 4500 3500 2500 1500 500

25

PO

RO

SID

AD

PRESIÓN DEL YACIMIENTO, lpc

120 120

100 100

80 80

60

Cf

x 1

0, l

pc

6-1

60

40 40

20 20

0 0

PO

RO

SID

AD

6500 5500 4500 3500 2500 1500 500

AABCDEFGH

50.047.545.042.540.037.535.030.0

H

BCDEF-G

Variación de Cf durante el agotamiento de presión de un Yacimiento de Calcita (Ref. 2)



Determinación de Cf

• En laboratorios por medio de celda triaxial.

• Correlaciones:

• Hall: arena compactadas y calizas.

• Newman: arenas consolidadas, calizas, arenas semiconsolidadas, arenas no consolidadas.



PO R O SIDAD, (% )

PO R O SIDAD, (% )

10

9

8

7

6

5

4

3

2

2 4 6 8 10 12 14 16 18 20

100

10

1.050 10 15 20 25 30

22 24 26

ARENA NOCONSOLIDADA

ARENACONSOLIDADA

CALIZA

ARENA SEMI-CONSOLIDADA

0

1

0

Cf x

10

, lpc

6

-1

Cf x

10

, lpc

6

-1

CALIZAARENISCA

SA

N A

ND

RE

S

TE

NS

LE

ER

RE

EF

(P

EN

N)

CA

NY

ON

RE

EF

CL

EA

RF

OR

K PA

LO

PIN

TO

BA

ND

ER

A

TO

RP

ED

O (

1”

DIA

)W

OO

DB

INE

TO

RP

ED

O (

2”

DIA

)

CL

EA

RF

OR

K(1

” D

IA)

CL

EA

RF

OR

K(2

” D

IA)

Cf vs. O Correlación de Hall (Ref. 8)

Cf vs. Correlación de Newman (Ref. 8)



Efecto de la profundidad de enterramiento sobre la porosidad (Ref. 6)

PR O FU N DID AD, p ies

PR ESIÓ N DE SO BR ECAR G A

PO

RO

SID

AD

, (%

)

1.000

50

40

30

20

10

02.000 3.000

3.000

100

80

60

40

20

06.000 9.000 12.000 15.000

4.000 5.000 6.000

14

25

3

1 3 - 86 m d

2 40 - 8 m d

3 45 - 0 m d

4 4 - 35 m d

5 6 - 32 m d

K a

PR

ES

IÓN

DE

SO

BR

EC

AR

GA

K a

CE

RO

PR

ES

IÓN

DE

SO

BR

EC

AR

GA

LUTITA

AREN ISCA

Efecto de la presión de sobrecarga sobre la permeabilidad (Ref. 6)



Histeresis de los cambios de porosidad con la presión neta de sobrecarga (Ref. 4)

PR ESIÓ N N ETASO BR E-C AR G A (PN S) Lpc

ARENA NO CONSOLIDADAK = 750 m d a 3500 Lpc PN S

PE

RM

EA

BIL

IDA

D(%

DE

LA

K I

NIC

IAL

A 6

5 Lp

c P

NS

)1000

100

90

80

70

60

50

0 2000 3000 4000

PR ESIÓ N N ETA SO BR E-C AR G A (PN S) Lpc

ARENA NO CONSOLIDADA

O = 0.33 a 3500 Lpc PN S

PO

RO

SID

AD

(% D

E L

A O

IN

ICIA

L A

65

Lpc

PN

S)

1000

3

9

7

6

24

5

8

1100

95

90

85

800 2000 3000 4000

Histeresis de los cambios de permeabilidad con la presión neta de sobrecarga (Ref. 4)


caracterizacion fisica de los yacimientos

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