pvt
TRANSCRIPT
UNIVERSIDAD DE ORIENTE
NÚCLEO DE ANZOÁTEGUI
ESCUELA DE INGENIERÍA Y CIENCIAS APLICADAS
AREAS ESPECIALES DE GRADO
INGENIERIA DE YACIMIENTOS DE GAS
PRUEBAS PVT PARA YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO PRUEBAS PVT PARA YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO
PROFESOR:
Ing. Jairo Uricare
REALIZADO POR:
Belkis Romero
Milinys Rojas
Barcelona, Julio de 2010
INTRODUCCIÓNINTRODUCCIÓN
El análisis PVT consiste en simular en el laboratorio el agotamiento de presión (depleción)
de un yacimiento volumétrico e isotérmico. Tres parámetros básicos: presión, volumen y
temperatura (PVT) son los que gobiernan fundamentalmente el comportamiento de
producción de un yacimiento de gas condensado volumétrico. Para que el análisis PVT
simule correctamente el comportamiento de un yacimiento es fundamental que la muestra
sea representativa del fluido (mezcla de hidrocarburo) original en el mismo. En este
informe se presentan recomendaciones prácticas de muestreo y acondicionamiento de los
pozos de prueba antes de tomar la muestra. También se presentan los métodos para validar
los resultados de las pruebas PVT, ya que en algunos casos estos resultados pueden estar
errados.
En gran parte la caracterización adecuada de un yacimiento de gas condensado
dependerá de los análisis PVT representativos disponibles para el mismo, teniendo en
cuenta que la validación de un PVT comprende varias etapas, cada una de las cuales debe
cumplirse cabalmente para que el mismo pueda ser considerado consistente, ya que de otra
forma el resultado del análisis es poco confiable para ser empleado. La información de
estudios PVT es de gran importancia en la identificación de los mecanismos de recobro, el
comportamiento de flujo de los pozos y la simulación composicional de los yacimientos.
Para realizar un adecuado desarrollo de un yacimiento es necesario, entre otras cosas,
identificar el tipo de fluido que se encuentra en el yacimiento y determinar el
comportamiento termodinámico de este fluido.
Aunque la clasificación teórica requiere del conocimiento del comportamiento
termodinámico del fluido (diagrama PVT), las condiciones del yacimiento y de las
instalaciones de superficie. Para la clasificación de la naturaleza del yacimiento, se utilizan
criterios que incluyen la relación gas petróleo y densidad del líquido de tanque. Sin
embargo, para determinar el comportamiento termodinámico real, se debe realizar un
estudio PVT sobre una muestra representativa del fluido del yacimiento. En los yacimientos
de gas condensado resulta adecuado obtener esta muestra en superficie bajo ciertas
condiciones recomendadas para garantizar su representatividad. El estudio PVT
subsiguiente permite identificar los yacimientos de Gas Condensado por la observación del
fenómeno de condensación retrógrada.
ANÁLISIS PRESIÓN VOLUMEN Y TEMPERATURA (PVT)ANÁLISIS PRESIÓN VOLUMEN Y TEMPERATURA (PVT)
DefiniciónDefinición
El análisis PVT es el conjunto de pruebas de laboratorio que se le hacen a una muestra
representativa del yacimiento, las cuales consisten en simular en el laboratorio el
agotamiento de presión de un yacimiento volumétrico e isotérmico midiendo exactamente
los volúmenes de gas y líquido en cada declinación de presión, de esta manera se podrá
determinar las propiedades termodinámicas de los fluidos del yacimiento, permitiendo la
selección del método más adecuado de producción y la predicción de su comportamiento a
través de la vida productiva.
La prueba de laboratorio que se realiza para obtener el comportamiento PVT, simula
los tipos de separación gas-líquido que ocurren durante la producción desde el yacimiento
hasta el separador. Este análisis es importante porque permite conocer las propiedades de
los fluidos del yacimiento, las cuales son de gran utilidad en cálculos analíticos asociados
al balance de materiales y a la simulación de yacimientos.
TIPOS DE SEPARACIÓN GAS-LÍQUIDOTIPOS DE SEPARACIÓN GAS-LÍQUIDO
Las técnicas de laboratorio usadas para obtener el comportamiento PVT deben simular los
tipos de separación gas-liquido que ocurren durante la producción de gas condensado desde
el yacimiento hasta los separadores. Dos tipos de separación se pueden presentar׃
Separación DiferencialSeparación Diferencial
Es aquella donde la composición total del sistema varía durante el proceso. En este caso el
gas separado es removido total o parcialmente del contacto con el condensado retrogrado.
La figura 1 ilustra un proceso de liberación izo volumétrico. Inicialmente la celda tiene una
cierta cantidad de gas condensado a una presión mayor o igual a la de roció (Pi >/ Proc) y a
una temperatura T. Se expande el gas hasta alcanzar una presión P2 (P2 < P1) y luego se
retira gas por el tope a P2 constante hasta lograr el volumen inicial. Al caer P2 por debajo
de la presión de rocío, el líquido formado se acumula en la parte inferior. La presión se
sigue disminuyendo a volumen constante (gas + liquido) hasta alcanzar la presión de
abandono.
Figura 1. Separación diferencial
Separación Instantánea (Flash)Separación Instantánea (Flash)
En la separación instantánea todo el gas permanece en contacto con el líquido, lo que
significa que la composición total del sistema permanece constante durante el agotamiento
de presión. La disminución de presión durante el proceso se obtiene retirando mercurio de
la celda como se observa en la figura 2.
Más líquido se condensa en la separación instantánea que en la diferencial debido a que
en la separación instantánea permanece mayor cantidad de gas en el sistema del cual más y
más componentes pesados se pueden condensar al disminuir la presión.
La separación instantánea permite determinar los cambios en el comportamiento
volumétrico del fluido al pasar a través de los separadores hacia los tanques. Esto es
influenciado por las condiciones de operación, presión y temperatura en la superficie. El
objetivo fundamental es proveer la información necesaria de laboratorio para optimizar las
condiciones de operación en la superficie al momento de la separación.
Figura 2. Separación Instantánea
PROCESOS DE SEPARACIÓN GAS-LIQUIDO EN EL YACIMIENTO YPROCESOS DE SEPARACIÓN GAS-LIQUIDO EN EL YACIMIENTO Y
SUPERFICIESUPERFICIE
El proceso de separación gas-líquido en el yacimiento depende de la saturación de
condensado retrógrado. Al disminuir la presión del yacimiento por debajo de la presión de
rocío, el líquido condensado permanece inmóvil en contacto con el gas hasta alcanzar una
saturación mayor que la crítica. El gas remanente se moverá hacia los pozos de producción
y la composición del sistema gas-liquido estará cambiando continuamente. A estas
condiciones el proceso de separación será tipo diferencial con la fase líquida inmóvil y la
gaseosa moviéndose continuamente.
Es por esta razón que la separación diferencial no se aplica en yacimientos de gas
condensado, ya que es un factor negativo que el líquido retrógrado se esté produciendo en
la cara de la arena, este líquido forma los llamados anillos retrógrados este afecta el índice
de productividad del pozo.
En las tuberías de producción, líneas de flujo y separadores las fases gas y líquido se
mantienen en contacto, sin cambio apreciable de la composición total del sistema, y en
agitación permanente lo cual permite el equilibrio entre las fases. Bajo estas condiciones el
proceso de separación es de tipo instantáneo (flash).
P1 > Pr P2 < Proc
TOMA DE MUESTRASTOMA DE MUESTRAS
¿Cuando se deben tomar las muestras?¿Cuando se deben tomar las muestras?
Las muestras deben ser tomadas en los primeros días de producción antes de que
ocurra una significativa caída de presión del yacimiento, o al menos cuando la presión sea
mayor o igual a la de rocío de la mezcla de hidrocarburos original. Una vez que la presión
haya declinado por debajo de la presión de roció, ya no es posible conseguir muestras que
representen el fluido original del yacimiento.
Si la muestra se toma cuando Pyac < Proc puede ocurrir lo siguiente:
- Si el condensado retrogrado es inmóvil, la muestra presenta una composición menos
rica en componentes pesados (C7+) que la original del yacimiento y la presión de rocío
medida es igual a la presión actual del yacimiento.
- Si el condensado retrogrado ha alcanzado movilidad, la muestra resultante después de
la combinación daría una presión de rocío mayor que la presión actual del yacimiento y
podría ser mayor que la presión original del yacimiento. La muestra presenta contenido
de líquido mayor que el original y no es representativa.
Número de muestrasNúmero de muestras
Se debe hablar de yacimiento homogéneo y yacimiento heterogéneos, es decir,
dependiendo de las características del yacimiento se sabrá qué cantidad de numero de
muestras se deben tomar.
- Si el yacimiento es grande pero homogéneo una muestra sirve.
- Si el yacimiento es grande pero heterogéneo:
a) Se requieren muestras de diferentes pozos.
b) Se debe estudiar la variación de la composición de la mezcla vertical y
arealmente.
- Yacimiento de gran espesor.
a) Las propiedades del fluido pueden variar con la profundidad, por lo que se deben
tomar las muestras dependiendo de esta variación.
Lo mismo ocurre para los yacimientos pequeños se deben estudiar la homogeneidad y
heterogeneidad.
TIPOS DE MUESTREOTIPOS DE MUESTREO
La obtención de una muestra representativa de los fluidos de yacimiento de gas condensado
es considerablemente más difícil que la de un yacimiento de petróleo negro. La razón
principal de esta dificultad es la posible formación de condensado retrogrado durante el
proceso de muestreo.
Dependiendo del lugar donde se tomen las muestras, éstas se pueden clasificar en la
forma siguiente:
Muestras De Superficie (separador)Muestras De Superficie (separador)
Las muestras de gas-liquido son tomadas del separador después de largos períodos de flujos
estabilizados. Durante la pruebas de flujos se deben medir las tasas de gas y condensados
del separador. Estas muestras se deben recombinar en la misma proporción de las tasas de
flujos o de la relación gas condensado (líquido) medida en el separador.
Recomendaciones para obtener las muestras de superficiesRecomendaciones para obtener las muestras de superficies
- Las muestras de gas y condensado deben ser tomadas simultáneamente.
- El separador debe estar operando a condiciones estabilizadas de presión, temperatura y
flujo.
- Determinar con mucha precisión las condiciones del separador durante la toma de las
muestras (P, T, RGC, Qg).
- Para el muestreo de gas se recomienda llenar un cilindro evacuado.
- Para el muestreo de líquido se recomienda utilizar la técnica de desplazamiento de
mercurio (la muestra de líquido desplaza al mercurio del cilindro).
- Las muestras deben ser tomadas en el separador de mayor presión y no en el tanque.
La relación gas-líquido se mide entre el gas del separador de prueba y el líquido del
tanque. Este último valor se corrige tomando en cuenta el factor de merma del líquido
al pasar del separador al tanque.
RGCsepPCN /Bl sep=
RGCPCN /BNBlBlsep /BN (Ec.1)
Donde,
RGCsep= Relación gas condensado (separador) PCN/Blsep
Bl= Factor volumétrico del líquido a condiciones del separador, Blsep/BN
Figura 3. Toma de muestra de gas en el separador
Ventajas
- Operación sencilla y rápida, menos riesgo de problemas mecánicos.
- Se puede tomar grandes volúmenes de muestras.
- No hay interrupción en la producción.
- Para pozos produciendo con alto corte de agua.
- No requiere que el fluido este fluyendo en una sola fase.
- Único método recomendado para yacimientos agotados.
- Más económico.
- La muestra no se contamina con fluidos acumulados en el pozo.
- Menor riesgo que el de fondo
- Las muestras son de fácil manejo en el campo y en la superficie.
Desventajas
- Necesita un separador de prueba.
- Los resultados PVT dependen totalmente de la RGP medida en el separador.
- El separador de prueba debe tener los instrumentos de medición del gas muy bien
calibrado.
- El análisis PVT es un poco más costoso
- Los resultados dependen de la exactitud de la medición de las tasas de flujo.
- Resultados erróneos cuando se tiene separación gas-líquido deficiente.
- Pequeños errores de medición de tasas de flujo y recombinación generan muestras no
representativas.
Figura 4. Toma de Muestra de Liquido en el Separador
Muestras de CabezalMuestras de Cabezal
Si se está produciendo un fluido monofásico a condiciones del cabezal del pozo, se puede
tomar la muestra directamente en el cabezal. La muestra se hace fluir a un cilindro o a un
pequeño separador portátil.
Ventajas
- Rápido y de bajo costo.
- No requiere de medición de tasas de flujo.
Desventajas
- No se debe usar se Pcab < Proc.
- Es difícil tomar una muestra representativa por la agitación de los fluidos que ocurre
durante el muestreo.
Muestras de FondoMuestras de Fondo
Consiste en bajar al fondo del pozo una herramienta (muestreador) de unos 6 pies de
longitud y 1 ½ pulgadas de diámetro que tiene una cámara (600-700 cc) donde se
acumula la mezcla de hidrocarburos a la presión y temperatura del punto de muestreo.
La presión de fondo fluyente debe ser mayor que la presión de rocío de tal manera que
el fluido se encuentre en una sola fase. Se debe tomar por lo menos 3 muestras. La muestra
de gas condensado debe tomarse justo por encima de la interfase.
Las muestras de fondo no son representativas del fluido de un yacimiento de gas
condensado por diferentes razones:
- Acumulación de condensado en el fondo del pozo.
- Contaminación de muestras con agua.
- Contaminación de la muestra con fluidos de perforación.
Ventajas
- No requiere de medición de las tasas de flujo.
- No es afectado por problemas de separación gas-líquido en el separador.
- Excelente para el muestreo de gases condensado subsaturados siempre y cuando la
muestra no se contamine en el fondo del pozo.
Desventajas
- No toma muestras representativas cuando Pwf<Proc
- No se recomienda cuando el pozo tiene una columna de líquido en el fondo.
- Volumen de muestra pequeña.
- Pueden ocurrir fugas durante la sacada del muestreador a la superficie.
- Peligro de accidentes en el manejo de las muestras a alta presión.
Aunque las muestras de fondo para gas condensado casi no se habían usado debido a
que no eran representativas, actualmente existen herramientas que permiten tomar muestras
de fondo para gas condensado, e incluso analizar la composición del fluido en el pozo lo
que se traduce en una gran ventaja de representatividad de la muestra.
RECOMENDACIONES SOBRE LA ESCOGENCIA DEL POZO DE PRUEBARECOMENDACIONES SOBRE LA ESCOGENCIA DEL POZO DE PRUEBA
- La producción del pozo debe ser estable antes del muestreo.
- Debe tener un alto índice de productividad de tal manera que la presión alrededor del
pozo sea la más alta posible.
- Debe ser un pozo nuevo y presentar poca formación de líquido en el fondo.
- No debe producir agua libre.
- La Relación gas condensado y la gravedad ºAPI del condensado deben ser
representativas de varios pozos.
- En yacimientos de gas condensado con pierna (zona) de petróleo negro, los pozos de
prueba deben estar retirados del contacto gas-petróleo para minimizar cualquier efecto
negativo de la producción de petróleo negro sobre la prueba PVT del gas condensado.
- No debe sufrir procesos de conificación de agua-petróleo.
PREPARACIÓN DEL POZO PARA EL MUESTREOPREPARACIÓN DEL POZO PARA EL MUESTREO
Una vez que el pozo ha sido seleccionado debe ser apropiadamente preparado para el
muestreo. El factor más importante para un buen muestreo es la estabilización. Esto implica
que el pozo debe tener presiones de cabezal y fondo estables, lo mismo que tasas de
producción de gas y líquido.
El acondicionamiento de los pozos de muestreo consiste ponerlos en producción a una
tasa estabilizada tan baja como sea posible con el fin de generar pequeñas diferencias de
presión (Py – Pwf) y aumentar la presión de fondo fluyente con el fin de reducir la
condensación retrógrada cerca del pozo.
Sin embargo, si un pozo ha estado produciendo a una tasa estable no muy alta,
entonces es preferible tomar las muestras a esta tasa que ajustarla a valores bajos. Si la tasa
de flujo es cambiada, se puede necesitar hasta tres meses para estabilizar el pozo,
dependiendo de la permeabilidad de la formación. Existen recomendaciones de no cerrar
los pozos que estén produciendo a P< Proc, sino dejarlos producir hasta dejarlos alcanzar
estabilizar las saturaciones del liquido y la composición de los fluidos en la zona de drenaje
de los pozos. Otro autor afirma que es posible obtener muestras representativas (aunque no
perfectas) en superficie de yacimiento de gas condensado, donde la presión de fondo
fluyente del pozo sea menor que la de rocío, siempre y cuando se logre estabilizar el pozo a
bajas tasas de flujo.
Durante el periodo de acondicionamiento de pozos deben medirse los siguientes
parámetros:
- Presión y temperatura en el cabezal y en el separador.
- Tasa de producción de líquido y gas en el separador.
- Temperatura y presión de fondo fluyente de los pozos durante o inmediatamente
después del acondicionamiento del pozo (en tiempo real).
PRUEBAS PVT DE LABORATORIOPRUEBAS PVT DE LABORATORIO
El equipo de laboratorio usado en estudios PVT de condensado difieren del usado en
estudios PVT de petróleo negro por dos razones:
a) La presión del punto de roció de la mayoría de los sistemas de condensados no pueden
ser detectados por un cambio brusco en la relación presión-volumen del sistema.
b) La fase líquida constituye una pequeña parte del volumen total de la celda. Por lo tanto
es necesario tener métodos más precisos de medir pequeñas cantidades de líquido. Una
de las celdas más usadas en los estudios PVT de gas condensado es la ventana de
vidrio que permite visualizar el punto de rocío y la formación de líquido por
disminución de presión.
RecombinaciónRecombinación
La muestra de gas y líquido tomada del separador de alta presión debe ser recombinada a
las mismas condiciones de presión y temperatura del separador para obtener un fluido que
sea representativo del yacimiento. Las muestras de fluido tomada a diferentes condiciones
se deben descartar porque al recombinarlas no representan el fluido original del yacimiento.
La muestra recombinada en el laboratorio se le determina su composición total. Esta
debe ser comparada con la composición de la mezcla gas-liquido obtenida
matemáticamente en base a los datos del separador.
Las diferencias entre los porcentajes molares deben ser menores del 5% para el C7+ y
de 2% para el C1. Si las composiciones de la mezcla recombinada físicamente en el
laboratorio y matemáticamente mediante ecuaciones son mayores que los porcentajes
mencionados anteriormente, el proceso de recombinación debe ser revisado
cuidadosamente para determinar la fuente de error y corregirlo hasta obtener una muestra
representativa del yacimiento.
ComposiciónComposición
En la determinación de las composiciones de las muestras de gas y líquidos se usan las
técnicas de: cromatografía, destilación, destilación simulada por cromatografía y/o
espectrometría de masas.
La muestra recombinada en el laboratorio se le determina también su composición
total. Esta debe ser comparada con la composición de la mezcla de gas – líquido obtenida
matemáticamente en base a los datos del separador.
CCE (Expansión a Composición Constante)CCE (Expansión a Composición Constante)
Después de cargar la celda con una muestra recombinada representativa de los fluidos del
yacimiento, se calienta a la temperatura del yacimiento y se comprime desplazando el
pistón en l a celda hasta alcanzar 500 a 1000 lpc por encima de la presión del yacimiento.
El contenido de la celda es expandido a composición constante hasta una presión de
500 a 200 lpc por debajo de la presión inicial retirando el pistón. Se agita la celda y se
permite un tiempo suficiente para que ocurra el equilibrio. La presión de rocío se determina
visualizando el momento en que empieza a formarse la con sensación retrógrada
(enturbamiento de la fase gaseosa).
El propósito de ésta técnica es determinar:
- Presión de saturación (punto de rocío o punto de burbujeo).
- Coeficientes de compresibilidad de las isotermas del fluido monofásico en exceso de la
presión de saturación.
- Factor de comprensibilidad de la fase gaseosa.
- Volumen de hidrocarburo total como función de la presión.
En el experimento de expansión a composición constante, se coloca un volumen
conocido de muestra en una celda de alta presión. Se mide la relación presión-volumen con
el objeto de determinar la presión de rocío. Este parámetro se determina por observación
visual a través de una ventana de vidrio o zafiro que posee la celda donde está colocado el
fluido bajo estudio. Un cambio brusco normalmente no existe en la forma de la curva
presión-volumen en el punto de rocío, tal como ocurre en el punto de burbuja para el
sistema gas-petróleo.
Esta prueba se realiza a la temperatura del yacimiento (constante). La presión se va
disminuyendo dentro de la celda y el volumen aumenta por el desplazamiento de un pistón
que se encuentra debajo de la celda, hasta que se forma la primera gota de condensado
(punto de rocío) y se toma nota de los volúmenes de gas y líquido, esta presión de rocío es
reportada por una computadora que está conectada al equipo.
Figura 5. Prueba de expansión a composición constante para gas condensado
El error de medición es directamente proporcional al volumen muerto de la celda, es
decir, mientras mayor sea el volumen muerto mayor es el error en la lectura de presión. En
la figura 6 se presentan los volúmenes de muestra en función de las presiones, en éste no se
observa claramente el punto de rocío como en el caso del petróleo negro, debido a la
compresibilidad. El gas que se encuentra en el yacimiento contiene compuestos pesados
que se condensan con una disminución de presión, pero este volumen de condensado es
mucho menos compresible que el gas, por lo tanto no se genera un cambio considerable en
la curva.
Figura 6. Comportamiento del volumen en función de la presión para gas
condensado
La figura 7 muestra el volumen de líquido condensado producido en función de la
presión, en éste se observa que el punto 2 representa el volumen mínimo medible (volumen
muerto) de la celda, y el punto 1 es la presión de rocío, donde el volumen de líquido es
cero. La curva que une los puntos 1 y 2, es una extrapolación aproximada de la curva, y
puede tener varias direcciones, como se muestra con las curvas punteadas. Por ello la
importancia en la medición del volumen mínimo de líquido condensado que determina la
presión de rocío, por lo tanto, mientras más grande es el volumen muerto de la celda mayor
es el error y viceversa.
Figura 7. Comportamiento del líquido condensado en función de la presión
CVD (Depleción a Volumen Constante)CVD (Depleción a Volumen Constante)
Generalmente consiste en una serie de expansiones y desplazamiento a presión constante
de la mezcla recombinada, de tal manera que en el volumen de gas más líquido acumulado
en la celda permanece constante al finalizarse cada desplazamiento.
El gas retirado a presión constante es llevado a un laboratorio de análisis donde se
mide su volumen y se determina su composición. Los factores de compresibilidad (Z) del
gas retirado y de la mezcla bifásica (gas + liquido) remanentes en la celda y el volumen de
líquido depositado en el fondo de a celda se deben determinar a cada presión. Este proceso
es continuado hasta alcanzar la presión de abandono a ese momento se analizan las fases
líquidas y gaseosa remanentes en la celda. Un balance molar permite comparar la
composición del fluido original en la calculada en base a los fluidos remanentes y
producidos, lo cual a su vez permite observar si las medidas son exactas.
La principal desventaja de este método es lo pequeño de la muestra recombinada
inicial, de tal manera que un error de medida en las muestras de gas y líquido introduce
errores muy grandes en la extrapolación de los resultados de laboratorio al campo.
En la prueba de agotamiento a volumen constante se carga una celda de alta presión
con un volumen conocido de muestra (gas condensado) representativa del yacimiento, este
volumen se expande a un volumen mayor debido a la disminución de presión a través de
un pistón que se encuentra debajo de la celda.
Se espera a que se alcance el equilibrio entre la fase de gas y la fase de líquido
retrógrado que se ha formado, y también para que el líquido drene hacia el fondo de la
celda y solamente se produzcan hidrocarburos gaseosos desde el tope de la misma. Luego
se remueve el gas manteniendo la presión (constante), hasta que el volumen actual de la
celda ahora bifásico retorne al valor inicial. El volumen de gas producido es medido y su
composición determinada, de la misma manera se mide el líquido que permanece en la
celda, y se calculan los factores de desviación del gas Z para el gas producido y para los
hidrocarburos de la celda. Se repite el ciclo, expansión a una presión más baja, seguido por
la remoción de una nueva cantidad de gas hasta alcanzar una presión seleccionada.
Figura 8. Prueba de expansión a volumen constante
Prueba de separadorPrueba de separador
Son pruebas liberación instantánea que se realizan en un separador en el laboratorio con el
objeto de cuantificar el efecto de las condiciones de separación (P, T) en superficie sobre el
rendimiento del líquido y Sus propiedades (RGC, ºAPI). Al variar la presión del separador
se puede obtener una presión óptima que genere la mayor cantidad de condensado en el
tanque. La muestra de gas condensado saturada a la presión de rocío es pasada a través de
un separador y luego expandida presión atmosférica. La presión óptima de separación es
aquella que produce la mayor cantidad de líquido en el tanque, la menor RGC y mayor
gravedad API del condensado; es decir, estabiliza la mayor cantidad de gas de fase líquida.
INFORMACIÓN OBTENIBLE DE PRUEBAS PVTINFORMACIÓN OBTENIBLE DE PRUEBAS PVT
-- Análisis composicional de los fluidos separados y del yacimiento incluyendo peso
molecular y densidad de los heptanos y componentes más pesados (o en general del
pseudocomponente más pesado).
- Comportamiento isotérmico presión – volumen (P–V) a temperatura constantes del
yacimiento. Determinación del punto de rocío.
- Agotamiento isovolumétrico e isotérmico de presión del fluido de yacimiento
incluyendo el análisis composicional del gas producido a varias presiones de
agotamiento.
- Determinación del GPM del gas producido a las presiones de agotamiento.
- Variación del porcentaje de condensado retrógrado con presión.
- Factores de compresibilidad del gas producido y de la mezcla remanente en la celda.
- Factores volumétricos del gas condensado.
- Optimización de presiones de separación instantánea gas – líquido.
LIMITACIONES DE LAS PRUEBAS DE LABORATORIOLIMITACIONES DE LAS PRUEBAS DE LABORATORIO
- El proceso de separación diferencial isovolumétrico de las pruebas de laboratorio no
simulan la producción de condensado retrogrado del yacimiento, la cual puede ocurrir
en yacimientos de gas condensado rico (alta condensación retrograda).
- Es bastante difícil tomar una muestra representativa del fluido original del yacimiento.
- La extrapolación de resultados de laboratorio al campo debe hacerse con mucho
cuidado debido a que pequeños errores en las pruebas producen graves errores en la
predicción del comportamiento de yacimientos de gas condensado.
- No siempre es posible determinar experimentalmente el efecto de la presión y
temperatura sobre las propiedades y volúmenes de las fases a presiones bajas a las
cuales trabajan los separadores. Limitaciones en cuanto al tamaño de las celdas PVT
que imposibilitan expandir el sistema gas-condensado a presiones del orden 250 lpc ya
que el volumen de líquido es tan pequeño que impide su medida adecuadamente, sobre
todo en gases condensados pobres.
APLICACIONES DE LOS ANÁLISIS PVTAPLICACIONES DE LOS ANÁLISIS PVT
Los resultados de los análisis PVT son fundamentales en la realización de diferentes tipos
de cálculos, entre los cuales podemos mencionar׃
- Estudio de balance de materiales composicional.
- Diseño óptimos de sistemas de separación superficial para obtener el máximo
rendimiento de líquido.
- Diseño de proyectos de reciclo (o reciclaje) de gases.
- Presión optima de mantenimiento para impedir la condensación retrógrada en el
yacimiento.
- Cálculos de constantes de equilibrio cuando se conocen las composiciones de las fases
gas líquido.
MUESTREO Y VALIDACIÓN DE PRUEBAS PVT DE GAS CONDENSADOMUESTREO Y VALIDACIÓN DE PRUEBAS PVT DE GAS CONDENSADO
El estudio PVT para estos fluidos está dividido en tres grandes partes:
1. Estudio composicional de la mezcla.
2. Comportamiento volumétrico a composición constante.
3. Comportamiento volumétrico y composicional a volumen constante del yacimiento y
presión decreciente.
El estudio composicional es similar al que se lleva a cabo en los ensayos sobre
petróleos negros. En el estudio a composición constante se registran tres parámetros
fundamentales del sistema:
a) La presión de rocío, que permite establecer, fundamentalmente, la representatividad
de la muestra.
b) La relación entre las variables termodinámicas presión y volumen a temperatura de
yacimiento.
c) La curva de líquido retrógrado acumulado, en función de la presión.
CONSIDERACIONES PARA EL MUESTREO DE FLUIDOS Y ANÁLISIS PVTCONSIDERACIONES PARA EL MUESTREO DE FLUIDOS Y ANÁLISIS PVT
- Se debe seleccionar un pozo con alta productividad fluyendo a presiones de fondo
por encima del punto de saturación preferiblemente o solo unas pocas libras por
debajo.
- La identificación del tipo de fluido y su aparente punto de saturación calculado por
correlaciones podrá dar una idea del tipo de muestreo requerido.
- Para el caso de los gases condensados se debe escoger como prioridad el muestreo
de superficie a no ser que el gas sea húmedo o seco.
- Antes de seleccionar el tipo de muestreo para el análisis PVT se recomienda
averiguar en otras divisiones por los requerimientos del análisis de tal manera que el
muestreo seleccionado pueda aportar el volumen de muestra requerido.
- Evitar el muestreo de pozos con daño o estimulados antes del muestreo.
- No debe producir agua. Si la produce, no tomar las pruebas PVT, ya que el agua no
se puede separar completamente condensado, si se somete a un proceso de
deshidratación la composición de la mezcla cambia. Y los separadores trifásicos no
son confiables.
METODOLOGÍA PARA EL ACONDICIONAMIENTO DEL POZO ANTES DEMETODOLOGÍA PARA EL ACONDICIONAMIENTO DEL POZO ANTES DE
REALIZAR UNA TOMA DE MUESTRASREALIZAR UNA TOMA DE MUESTRAS
Para que las muestras del fluido seleccionadas para la realización de un análisis PVT
sean representativas del Yacimiento, se debe cuidar que la presión este por encima de la
presión de saturación, de esta manera el fluido será monofásico; esto es de suma
importancia, ya que con el tiempo variará la composición del gas, los componentes
líquidos caerán en la región retrógrada y se perderá parte de la riqueza del gas.
El éxito de buen muestreo y la obtención de muestras representativas dependen del
buen acondicionamiento del pozo de muestra; entre los otros criterios de
acondicionamiento de pozos de prueba se tiene los métodos para el acondicionamiento de
un pozo según: CORELAB, MOSES e INTEVEP.
CORELABCORELAB
- Una vez seleccionado el pozo para la muestra se debe asegurar que el fluido que
produzca sea monofásico.
- La tasa de producción y la RGC deben presentar condiciones estabilizadas durante
al menos 12 horas y estas deben ser registradas.
- Si existe producción de agua, se debe corregir por gradiente de presión, para ubicar
el nivel de agua y gas presente.
MOSESMOSES
- Dejar de producir los pozos hasta alcanzar la estabilización de las saturaciones
de líquido y gas en el área de drenaje del pozo.
- Estabilizar el pozo a bajas tasas hasta que Pwf y Pwh se estabilicen
- Tomar las muestras.
INTEVEPINTEVEP
- Producir el pozo hasta una tasa alta hasta que RGC sea estable.
- Reducir la tasa y medir la RGC, si no se estabiliza aumentar la tasa de
producción, medir la RGC y repetir hasta alcanzar condiciones de flujo estable.
- Evaluar si la diferencia de presión es mínima, si esto ocurre se formará menor
cantidad de líquido retrógrado en el pozo.
Todas estas técnicas persiguen que no exista saturación de condensado retrógrado en
las cercanías del pozo, esta cantidad depende de tres factores: la presión, la cantidad de
gas que pasa a través del pozo y la permeabilidad relativa al líquido condensado.
En un tiempo de producción temprano la presión del yacimiento esta por encima de la
presión de rocío original, esto generalmente sirve de parámetro para evaluar la calidad de
las muestras de fluido.
Se debe considerar que el hecho de que la presión de fondo al momento de tomar las
muestras sea mayor que la presión de rocío estimada no es suficiente indicativo de que la
muestra sea representativa, es por ello que todos los autores aconsejan acondicionar el pozo
de muestreo.
VALIDACIÓN DE LAS PRUEBAS PVTVALIDACIÓN DE LAS PRUEBAS PVT
La validación de las pruebas de laboratorio PVT para sistemas de gas condensado incluye
desde la revisión de la representatividad de la muestra hasta la comprobación de que no hay
errores de consistencia en los resultados de laboratorio. Un análisis PVT debe ser
representativo y consistente, para poder ser utilizado en estudios integrados de yacimientos
de gas condensado.
Representatividad De Las MuestrasRepresentatividad De Las Muestras
Consiste en chequear si la muestra de gas condensado es representativa del fluido original
existente en el yacimiento. Con este fin se debe comprobar que:
- Tlab= Tyac. La temperatura a la que fue realizada la prueba en el laboratorio debe ser
igual a la del yacimiento o a la de la zona (Profundidad) donde se tomó la muestra.
- La relación gas condensado de la muestra recombinada (PCN/BN) debe ser similar a la
inicial de las primeras pruebas de producción del yacimiento o de la zona donde se
tomó la muestra.
- La prueba CCE debe mostrar punto de rocío, si muestra punto de burbujeo, el
yacimiento es de petróleo volátil o la muestra estaba contaminada con líquido y no es
representativa.
- El pozo produjo estabilizadamente antes de la toma de la muestra.
- La presión y la temperatura del separador debieron permanecer constantes durante las
tomas de las muestras de gas y líquido.
Consistencia De Los ResultadosConsistencia De Los Resultados
Consiste en chequear que los resultados experimentales de las pruebas no tienen errores de
medición. Observar si los resultados muestran la presencia de un punto de rocío retrógrado
el cual corresponde a una presión a partir de la cual se observa formación de líquido
retrógrado por expansión. Si los resultados muestran punto de burbujeo en vez de punto de
rocío es porque:
- El yacimiento es de petróleo volátil en vez de gas condensado.
- La muestra recombinada tiene más líquido que la muestra representativa del
yacimiento.
- Y si en cambio los resultados no muestran punto de rocío ni de burbujeo porque:
- El yacimiento es de gas húmedo en vez de gas condensado.
- La muestra tiene menos componentes pesados (líquidos) que la muestra representativa
del yacimiento.
La consistencia interna del proceso de agotamiento realizado en el laboratorio se puede
verificar mediante el uso de un programa que calcula por balance molar el número de moles
de gas y de líquido en cada etapa del proceso de agotamiento así como la composición
molar del líquido y las constantes de equilibrio para cada componente de cada etapa. Si
algunos de estos parámetros resulta negativo en algún momento, el proceso de agotamiento
es considerado inconsistente y, por lo tanto, no representa el comportamiento real del fluido
en el yacimiento. Estos parámetros son los siguientes:
a)a) Recombinación MatemáticaRecombinación Matemática
En esta prueba se recombina matemáticamente por medio de un balance molar las muestras
de gas y líquidos tomadas en el separador a una presión P y T.
Figura 9. Arreglo de Separador y Tanque de Prueba
i. Balance molar por fase:
Ngc=Ng+Nl (Ec.2)
Ng=RGCsep379. 4 (Ec.3)
Nl=ρlsep /Ml (Ec.4)
Donde,
Ngc= moles de gas condensado, lbmol/Blsep
Nl= moles de líquido, lbmol/Blsep
Ng= moles de gas, lbmol/Blsep
RGCsep= relación gas-condensado, PCN/Blsep
Ρlsep= densidad del líquido de separador a P y Tsep, lbmol/Blsep
Ml= Peso molecular del líquido del separador, lbm/lbmol
ii. Balance molar por componente
Zi∗Ngc=Ng∗Yi+Nl∗Xi (Ec.5)
Introduciendo las ecuaciones 2 a 4 en la ec.5 y despejando Zi se obtiene:
Zi=Yi∗RGCsep /379 . 4+Xi∗ρlsep/Ml
RGCsep /379. 4+ρlsep /Ml (Ec.6)
Donde,
Zi= composición del gas condensado, frac. Molar
XI= composición del líquido del separador, frac. Molar.
YI= composición del gas de separador, frac. Molar.
RGCsep PCN/Blsep se obtienen de la ecuación 1. La relación gas- condensado y el
factor volumétrico (Bl) se obtienen en el campo durante la toma de las muestras.
La ρlsep se determina por Standing y Katz. Luego de determinar los Zical por la ec.
6, se comparan con los valores experimentales (Ziexp) y se debe cumplir: metano≤2% y
para el C7+≤5%
b)b) Balance MolarBalance Molar
Consiste en determinar las fracciones molares del condensado retrógrado (Xi) haciendo un
balance molar de fluidos en las diferentes etapas de agotamiento de la prueba CVD. El
balance se puede hacer en forma directa desde la presión de rocío hasta la presión de
abandono de la prueba o en reversa desde la presión de abandono a la de rocío. En ambos
casos la prueba consiste en chequear que se cumpla Xi>0.
La metodología comprende tres etapas básicas de agotamiento que son diferenciadas
marcadamente por las formulas a aplicar; dichas etapas son las tres primeras por debajo de
la presión de rocío y el procedimiento aplica para cada una será descrito a continuación.
1era ETAPA. P=Pr
En esta etapa no se tiene formación de líquido retrógrado; por lo que
Xi = 0. Se tiene:
TRZgc
VsNt
**
Pr
(Ec.7)
Donde:
Nt = masa de gas condensado inicial, Lbmol
Pr = Presión de rocío, Lpca
Vs = Volumen de muestra, pie3
Zgc = factor de componente bifásico a Procío, T
T = temperatura de la prueba, ºR
Se tiene que:
Nt = Ngc a Procío
Cálculo de la composición del líquido retrógrado a Pr
Balance Molar del Componente i:
0)*)()*
1
1
Nl
YNgcNgcYNX iiioit
i
No hay formación de condensado; por lo tanto solo existe un fluido monofásico a esta
etapa.
2da ETAPA. P1< Pr
En esta etapa ya existe formación de líquido retrógrado (Vl1)
i. Masa de gas condensado retirado de la celda (∆Ngc)
TRZgc
VPNgc
**1
111
(Ec. 9)
Donde:
∆Ngc1 = masa de gas condensado retirado de la celda, lbmol
∆V1 = volumen de gas retirado, pie3
(Ec. 8 )
ii. Masa de Gas Condensado en la celda @ P1 (Ngc)
NgC 1=
P1∗Vgc1Zgc1∗R∗T (Ec.10)
Donde:
Vgc1=Vs–Vl1 (Ec.11)
Vgc1 = Vol. de gas Condensado en la celda a P1, pie3
Vs = volumen de muestra, pie3
Vl1 = volumen de líquido retrógrado en la celda @ P1, pie3
iii. Masa de Líquido Retrógrado en la celda, pie3 (Nl1)
Nl1 = Nt – Ngc1 - ∆Ngc1 (Ec.12)
Donde:
Nl1: masa de líquido retrógrado en la celda a P1, lbmol
Nt: masa de gas condensado inicial, lbmol
iv. Composición del Líquido Retrógrado
La composición del líquido retrógrado se determina haciendo un balance de masa global
entre las presiones Pk-1 y Pk:
Moles en fase gaseosa y líquida en la celda a Pk-1 = Moles en ambas fases a Pk + Moles
retirados
Ngck-1 * Yik-1 + Nlk-1 * Xik-1 = Ngck * Yik + Nlk * Xik + ∆Ngck * Yik
Despejando se obtiene la composición del líquido retrógrado (Xi):
Pk-1 > Pk
X ik=Ngc )k−1∗Yi )k−1+Nl )k−1∗Xi )k−1−[ ΔNgc )k+Ngc )k ]∗Yi )k
Nl )k (Ec.13)
Aplicando para esta etapa tenemos que k = 1, k-1 = 0, Ngc0 = Nt y Po = Procío, Nlo = 0;
por lo tanto:
1
11101
*)(*
Nl
YiNgcNgcYiNtXi
(Ec. 14)
3era ETAPA.
En esta etapa tenemos un decaimiento de presión tal que P2 < P1.El procedimiento de
cálculos a partir de esta etapa de agotamiento es idéntico para las demás etapas para cada
componente hasta llegar a la presión de abandono.
i. Masa de gas condensado retirado de la celda (∆Ngc)
TRZgc
VPNgc
**2
222
(Ec.15)
ii. Masa de Líquido Retrógrado en la celda, pie3 (Nl)
Nl=Nt–Ngc2–Σ∆Ngci (Ec.16)
Donde:
Σ∆Ngci: es la suma de los moles de gas condensado retirado de la celda desde la presión de
rocío hasta la Pk en la etapa en estudio.
iii. Composición del Líquido Retrógrado
X ik=Ngc )k−1∗Yi )k−1+Nl )k−1∗Xi )k−1−[ ΔNgc )k+Ngc )k ]∗Yi )k
Nl )k (Ec.17)
c)c) Criterio de Hoffman-Crump y HoccottCriterio de Hoffman-Crump y Hoccott
Este criterio propuesto para correlacionar valores de las constantes de equilibrio Ki de
mezclas de hidrocarburos es el último paso a realizar dentro de la Validación de pruebas
PVT, la cual permite concluir si el PVT del pozo en estudio es representativo y consistente.
El método consiste en graficar: Lg (Ki*P) vs Fi a una presión determinada los puntos de
estas rectas correspondientes a varios componentes deben alinearse a través de una recta. Si
esto ocurre se concluye que los resultados son consistentes.
En nuestro caso para los pozos en estudio, después de calcular la composición del
líquido retrógrado (Xi) para cada componente a cada etapa de agotamiento se procedió a
calcular las constantes de equilibrio Ki a cada presión y para cada componente.
Tenemos:
k
kk Xi
YiKi
(Ec.18)
Donde:
Kik: constante de equilibrio del componente i @ Pk
Yik: fracción molar del componente i en la fase gaseosa @ Pk
Xik: fracción molar del componente i en la fase líquida @ Pk
Pk: presión de la etapa de agotamiento
Una vez calculadas las constantes de equilibrios Ki se procede al cálculo de los puntos
para la gráfica [Log (Ki*P); Fi]
TTbiFi
bi
11*
(Ec.19)
cibi
ci
TT
Pbi
11
7.14loglog
(Ec.20)
Donde:
Fi: factor de caracterización del componente i
Pci: presión crítica del componente i, lpca
Tbi: temperatura normal de ebullición del componente i, ºR
Tci: temperatura crítica del componente i, ºR
T: temperatura, R
Datos:RGCsep= 4428 PCN/Blsep
Componentes Xi Yi Zi)exp Mi Xi*Mi ρl(lb/ft3) Xi*Mi/ρl Zic % ErrorCO2 0,0000 0,0022 0,0018 44,0100 0,0000 51,5400 0,0000 0,0018 0,8166N2 0,0000 0,0016 0,0013 28,0130 0,0000 49,2900 0,0000 0,0013 0,1230C1 0,0778 0,7531 0,6192 16,0430 1,2481 18,7300 0,0666 0,6258 1,0669C2 0,1002 0,1508 0,1408 30,0700 3,0130 22,1900 0,1358 0,1413 0,3281C3 0,1508 0,0668 0,0835 44,0970 6,6498 31,6300 0,2102 0,0826 1,0372
i-C4 0,0277 0,0052 0,0097 58,1240 1,6100 35,1000 0,0459 0,0094 2,6677n-C4 0,1139 0,0144 0,0341 58,1240 6,6203 36,4400 0,1817 0,0332 2,7693i-C5 0,0352 0,0018 0,0084 72,1510 2,5397 38,9500 0,0652 0,0081 3,6206n-C5 0,0650 0,0024 0,0148 72,1510 4,6898 39,3400 0,1192 0,0142 4,0537C6 0,0861 0,0011 0,0179 86,1780 7,4199 41,4000 0,1792 0,0171 4,3440
C7+ 0,3433 0,0006 0,0685 143,0000 49,0919 45,7800 1,0723 0,0652 4,8195Σ 1 1 1 651,961 82,8827 2,076193 1
ρlCN(lb/ft3) = 40,0183ρlCN(lb/Bl) = 224,6957
ng = 11,67106 lb/Blsepnl = 2,711008 lb/Blsep
C1 ≤ 2C7+ ≤ 5
Conclusión: la Prueba de Recombinacion Matematica esCONSISTENTE
ANALISIS PVT
PRUEBA DE RECOMBINACION MATEMATICA
P (lpca) Vl VGC ZGC NGC % ΔNGC ΔNGC)acum NL Z2F4014,7 0,0000 1,0000 0,8670 0,6691 0,0000 0,0000 0,0000 0,86573514,7 0,0330 0,9670 0,7990 0,6146 5,3740 0,0360 0,0184 0,80102914,7 0,1940 0,8060 0,7480 0,4538 15,4380 0,0673 0,1119 0,74332114,7 0,2390 0,7610 0,7620 0,3052 35,0960 0,1315 0,1291 0,70261314,7 0,2250 0,7750 0,8190 0,1798 57,6950 0,1512 0,1033 0,6702619,7 0,1810 0,8190 0,9020 0,0813 76,7870 0,1277 0,0740 0,5757
Nt = 0,6690 lbmol
Componentes 4000 3500 2900 2100 1300 605CO2 0,0018 0,0018 0,0018 0,0018 0,0019 0,0021N2 0,0013 0,0013 0,0014 0,0015 0,0015 0,0014C1 0,6172 0,6310 0,6521 0,6979 0,7077 0,6659C2 0,1410 0,1427 0,1410 0,1412 0,1463 0,1606C3 0,0837 0,0825 0,0810 0,0757 0,0773 0,0911
i-C4 0,0098 0,0091 0,0095 0,0081 0,0079 0,0101n-C4 0,0345 0,0340 0,0316 0,0271 0,0259 0,0331i-C5 0,0091 0,0086 0,0084 0,0067 0,0055 0,0068n-C5 0,0152 0,0140 0,0139 0,0097 0,0081 0,0102C6 0,0179 0,0160 0,0152 0,0103 0,0073 0,0080
C7+ 0,0685 0,0590 0,0441 0,0200 0,0106 0,0107Σ 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000
Componentes 4000 3500 2900 2100 1300 605CO2 0,0000 0,0018 0,0018 0,0018 0,0015 0,0008N2 0,0000 0,0013 0,0008 0,0006 0,0003 0,0002C1 0,0000 0,1324 0,4507 0,3224 0,1973 0,1134C2 0,0000 0,0815 0,1405 0,1399 0,1233 0,0738C3 0,0000 0,1264 0,0967 0,1126 0,1166 0,0932
i-C4 0,0000 0,0346 0,0114 0,0159 0,0185 0,0165n-C4 0,0000 0,0523 0,0482 0,0612 0,0736 0,0721i-C5 0,0000 0,0268 0,0125 0,0177 0,0243 0,0281n-C5 0,0000 0,0576 0,0216 0,0348 0,0462 0,0554C6 0,0000 0,0851 0,0311 0,0456 0,0640 0,0844
C7+ 0,0000 0,4042 0,1852 0,2480 0,3351 0,4632Σ 0,0000 1,0041 1,0007 1,0006 1,0007 1,0010
Componentes 4000 3500 2900 2100 1300 605CO2 0,0000 0,9960 0,9993 0,9994 1,2831 2,8000N2 0,0000 0,9960 1,6762 2,6230 4,4110 8,5521C1 0,0000 4,7644 1,4470 2,1644 3,5874 5,8701C2 0,0000 1,7499 1,0032 1,0091 1,1868 2,1773C3 0,0000 0,6526 0,8375 0,6725 0,6627 0,9773
i-C4 0,0000 0,2633 0,8313 0,5091 0,4270 0,6129n-C4 0,0000 0,6502 0,6558 0,4427 0,3520 0,4591i-C5 0,0000 0,3210 0,6706 0,3779 0,2260 0,2419n-C5 0,0000 0,2429 0,6421 0,2785 0,1752 0,1842C6 0,0000 0,1881 0,4888 0,2261 0,1141 0,0948
C7+ 0,0000 0,1460 0,2381 0,0806 0,0316 0,0231
Ki
ANALISIS PVT
Yi
Xi
PRUEBA DE BALANCE MOLAR
Componentes Yi Xi Ki=Yi/Xi Tci (R) Pci (psia) Tbi (R) bi Fi Log(Ki*P)C1 0,6310 0,1321 4,7755 343,3700 667,8000 201,0000 805,0000 2,7588 4,2249c2 0,1427 0,0814 1,7534 550,0900 707,8000 332,0000 1412,0000 2,0673 3,7898c3 0,0825 0,1262 0,6539 666,0100 616,3000 416,0000 1799,0000 1,5397 3,3614
i-C4 0,0091 0,0345 0,2638 734,9800 529,1000 471,0000 2037,0000 1,1716 2,9672n-C4 0,0340 0,0522 0,6514 765,6500 550,7000 491,0000 2153,0000 1,0521 3,3597i-C5 0,0086 0,0267 0,3216 829,1000 490,4000 542,0000 2368,0000 0,7034 3,0532n-C5 0,0140 0,0575 0,2434 845,7000 488,6000 557,0000 2480,0000 0,6134 2,9322C6 0,0160 0,0849 0,1885 913,7000 436,9000 616,0000 2780,0000 0,2096 2,8211
C7+ 0,0590 0,4035 0,1462 1078,4977 401,7986 744,7375 3457,4134 -0,7096 2,7109Σ 0,9969 0,9990
2900 psiComponentes Yi Xi Ki=Yi/Xi Tci (R) Pci (psia) Tbi (R) bi Fi Log(Ki*P)
C1 0,6521 0,4505 1,4475 343,3700 667,8000 201,0000 805,0000 2,7588 3,6252c2 0,1410 0,1405 1,0035 550,0900 707,8000 332,0000 1412,0000 2,0673 3,4661c3 0,0810 0,0967 0,8378 666,0100 616,3000 416,0000 1799,0000 1,5397 3,3877
i-C4 0,0095 0,0114 0,8315 734,9800 529,1000 471,0000 2037,0000 1,1716 3,3845n-C4 0,0316 0,0482 0,6560 765,6500 550,7000 491,0000 2153,0000 1,0521 3,2815i-C5 0,0084 0,0125 0,6708 829,1000 490,4000 542,0000 2368,0000 0,7034 3,2912n-C5 0,0139 0,0216 0,6423 845,7000 488,6000 557,0000 2480,0000 0,6134 3,2723C6 0,0152 0,0311 0,4890 913,7000 436,9000 616,0000 2780,0000 0,2096 3,1539
C7+ 0,0441 0,1852 0,2382 1078,4977 401,7986 744,7375 3457,4134 -0,7096 2,8415Σ 0,9968 0,9977
2100 psiComponentes Yi Xi Ki=Yi/Xi Tci (R) Pci (psia) Tbi (R) bi Fi Log(Ki*P)
C1 0,6979 0,3223 2,1652 343,3700 667,8000 201,0000 805,0000 2,7588 3,6607c2 0,1412 0,1399 1,0093 550,0900 707,8000 332,0000 1412,0000 2,0673 3,3293c3 0,0757 0,1125 0,6727 666,0100 616,3000 416,0000 1799,0000 1,5397 3,1531
i-C4 0,0081 0,0159 0,5093 734,9800 529,1000 471,0000 2037,0000 1,1716 3,0322n-C4 0,0271 0,0612 0,4428 765,6500 550,7000 491,0000 2153,0000 1,0521 2,9715i-C5 0,0067 0,0177 0,3780 829,1000 490,4000 542,0000 2368,0000 0,7034 2,9027n-C5 0,0097 0,0348 0,2785 845,7000 488,6000 557,0000 2480,0000 0,6134 2,7701C6 0,0103 0,0456 0,2261 913,7000 436,9000 616,0000 2780,0000 0,2096 2,6796
C7+ 0,0200 0,2480 0,0807 1078,4977 401,7986 744,7375 3457,4134 -0,7096 2,2319Σ 0,9967 0,9979
1300 psiComponentes Yi Xi Ki=Yi/Xi Tci (R) Pci (psia) Tbi (R) bi Fi Log(Ki*P)
C1 0,7077 0,1971 3,5904 343,3700 667,8000 201,0000 805,0000 2,7588 3,6740c2 0,1463 0,1232 1,1873 550,0900 707,8000 332,0000 1412,0000 2,0673 3,1934c3 0,0773 0,1166 0,6629 666,0100 616,3000 416,0000 1799,0000 1,5397 2,9403
i-C4 0,0079 0,0185 0,4271 734,9800 529,1000 471,0000 2037,0000 1,1716 2,7494n-C4 0,0259 0,0736 0,3521 765,6500 550,7000 491,0000 2153,0000 1,0521 2,6655i-C5 0,0055 0,0243 0,2261 829,1000 490,4000 542,0000 2368,0000 0,7034 2,4731n-C5 0,0081 0,0462 0,1752 845,7000 488,6000 557,0000 2480,0000 0,6134 2,3624C6 0,0073 0,0640 0,1141 913,7000 436,9000 616,0000 2780,0000 0,2096 2,1761
C7+ 0,0106 0,3350 0,0316 1078,4977 401,7986 744,7375 3457,4134 -0,7096 1,6190Σ 0,9966 0,9986
605 psiComponentes Yi Xi Ki=Yi/Xi Tci (R) Pci (psia) Tbi (R) bi Fi Log(Ki*P)
C1 0,6659 0,1132 5,8839 343,3700 667,8000 201,0000 805,0000 2,7588 3,5618c2 0,1606 0,0737 2,1791 550,0900 707,8000 332,0000 1412,0000 2,0673 3,1305c3 0,0911 0,0932 0,9777 666,0100 616,3000 416,0000 1799,0000 1,5397 2,7824
i-C4 0,0101 0,0165 0,6131 734,9800 529,1000 471,0000 2037,0000 1,1716 2,5797n-C4 0,0331 0,0721 0,4592 765,6500 550,7000 491,0000 2153,0000 1,0521 2,4542i-C5 0,0068 0,0281 0,2420 829,1000 490,4000 542,0000 2368,0000 0,7034 2,1760n-C5 0,0102 0,0554 0,1842 845,7000 488,6000 557,0000 2480,0000 0,6134 2,0574C6 0,0080 0,0844 0,0948 913,7000 436,9000 616,0000 2780,0000 0,2096 1,7688
C7+ 0,0107 0,4631 0,0231 1078,4977 401,7986 744,7375 3457,4134 -0,7096 1,1559Σ 0,9965 0,9996
ANALISIS PVTCRITERIO DE HOFFMAN
(CVD)
3500 psi
DEMOSTRO SER INCONSISTENTE. POR ESTA RAZON SE CONCUYE QUE EL PVT NO ES VALIDO.
CONCLUSION: LAS PRUEBAS DE VALIDACION DE PVT RECOMBINACION MATEMATICA Y BALANCE MOLAR DEMOSTRARON SER CONSISTENTES, SIN EMBARGO LA PRUEBA DE CRITERIO HOFFMAN CVD,
-1.0000 -0.5000 0.0000 0.5000 1.0000 1.5000 2.0000 2.5000 3.00000.0000
0.5000
1.0000
1.5000
2.0000
2.5000
3.0000
3.5000
4.0000
4.5000 Criterio de Hoffman
3500psi 2900psi 2100psi 1300psi 605psi
Figura 10. Criterio de Hoffman para prueba CVD
Log ki
Fi
CONCLUSIONESCONCLUSIONES
- El análisis PVT consiste en simular en el laboratorio el agotamiento de presión de un
yacimiento.
- La validación de un análisis PVT comprende la revisión de la representatividad de la
muestra y la consistencia de los resultados obtenidos en el laboratorio.
- Para que los resultados que arroje una prueba PVT puedan ser usados, es decir, que sean
confiables la prueba debe ser tanto representativa como consistente.
- La información de estudios PVT es de gran importancia en la identificación de los
mecanismos de recobro, el comportamiento de flujo de de los pozos y la simulación
composicional de los yacimientos.
- El volumen de muestras que se toma para las pruebas debe ser suficiente para la
correcta realización de las mismas.
- Un buen acondicionamiento del pozo garantiza en gran parte la representatividad de la
muestra.
- La recombinación gas-líquido de las muestras dependerá de la RGC producida, por lo
que esta debe ser el valor obtenido una vez estabilizado el pozo.
BIBLIOGRAFÍABIBLIOGRAFÍA
1. De Moura P. Marchan V. y Marzuca J. “Estudios Aplicados en el análisis y
validación de pruebas PVT en sistemas de gas condensados del pozo VPJ-1 Campo
Santa Rosa” Tesis de Grado, Universidad de Oriente, Barcelona, Venezuela (2004)
2. Rojas G. “Ingeniería de Yacimientos de Gas Condensado” Puerto La Cruz,
Venezuela (2003)
ANEXOSANEXOS
Page 2 of 12FileWell
ComponentMol Percent GPM Mol Percent GPM
Carbon Dioxide 0.22 0.18Nitrogen 0.16 0.13Methane 75.31 61.92Ethane 15.08 14.08Propane 6.68 1.832 8.35 2.290iso-Butane 0.52 0.170 0.97 0.317n-Butane 1.44 0.453 3.41 1.073iso-Pentane 0.18 0.066 0.84 0.306n-Pentane 0.24 0.087 1.57 0.535Hexanes 0.11 0.065 1.79Heptanes plus 0.06 0.028 6.45
100.00 2.681 100.00
Properties of Heptanes plusAPI gravity @ 60ºF 46.6Specific gravity @ 60/60ºF 0.7946 0.795Molecular Weight 143 103 143
0.7351295 BTU
300 psig and 62 ºF300 psig and 62 ºF
Primary separator gas / separator liquid ratio 4428 SCF/BblPrimary separator liquid/ stock tank liquid ratio 1.352 Bbls @60ºF/BblPrimary separator gas / well stream ratio 801.66 MSCF/MMSCFStock tank liquid / well stream ratio 133.9 BBLS/MMSCF
10.02
Condensate Nº 7
Mol PercentSeparator Gas Well StreamSeparator Liquid
Hydrocarbon Analyses of Separator Products and Calculated Well Stream
Petroleum Reservoir Engineering
CORE LABORATORIES, Inc.
TraceTrace7.78
Dallas - Texas
8.6134.33
100.00
15.082.77
11.393.526.50
per cubic feet of dry gas @ 14.686 psia and 60ºFCalculated gross heating value for separator gas =Calculated separator gas gravity =
Primary separator gas collected @Primary separator liquid collected @
PageFileWell
Pressurepsig
4000 Dew Point Pressure 0.0
3500 3.3
2900 19.4
2100 23.9
1300 22.5
605 18.1
0 12.6
47.50.7897140
Core Laboratories, Inc.
ManagerReservoir Fluid Analysis
Retrograde Liquid VolumePercent of Hydrocarbon Pore Space
CORE LABORATORIES, Inc.Petroleum Reservoir Engineering
Dallas - Texas 75207
Condensate Nº 7
Retrograde Condensation During Gas Depletion at 185ºF
6 of 12
Molecular weight
Properties of Zero PSIG Residual Liquid
API gravity @ 60ºFSpecific gravity @60/60ºF
Page 4 of 12FileWell
Component 5713 4000 3500 2900 2100 1300 605 0
Carbon Dioxide 0.18 0.18 0.18 0.18 0.18 0.19 0.21Nitrogen 0.13 0.13 0.13 0.14 0.15 0.15 0.14Methane 61.72 61.72 63.10 65.21 69.79 70.77 66.59Ethane 14.10 14.10 14.27 14.10 14.12 14.63 16.06Propane 8.37 8.37 8.25 8.10 7.57 7.73 9.11iso-Butane 0.98 0.98 0.91 0.95 0.81 0.79 1.01n-Butane 3.45 3.45 3.40 3.16 2.71 2.59 3.31iso-Pentane 0.91 0.91 0.86 0.84 0.67 0.55 0.68n-Pentane 1.52 1.52 1.40 1.39 0.97 0.81 1.02Hexanes 1.79 1.79 1.60 1.52 1.03 0.73 0.80Heptanes plus 6.85 6.85 5.90 4.41 2.00 1.06 1.07
100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00
Molecular weight of heptanes plus 145 143 138 128 116 111 110Specific gravity of heptanes plus 0.795 0.795 0.790 0.780 0.767 0.762 0.761
Desviation Factor ZEquilibrium gas 1.107 0.867 0.799 0.748 0.762 0.819 0.902Two - phase 1.107 0.867 0.802 0.744 0.704 0.671 0.576
Well Stream producedCumulative percent of initial 0.000 5.374 15.438 35.096 57.695 76.787 95.515
Condensate Nº 7
Petroleum Reservoir Engineering
Reservoir Pressure, psig
CORE LABORATORIES, Inc.
Dallas - Texas
Hydrocarbon Analyses of Separator Products Well Stream-Mol PercentDepletion Study at 186ºF
CÁLCULOS PARA VALIDAR PRUEBAS PVT
a) Recombinación Matemática1. Obtener la RGC sep (SCF/Bl)
RGCSCF /Blsep=RGCSCF /BS❑
BlBlsep/BS Ec. 1
2. Leer las composiciones de gas y líquido en el reporte del laboratorio y construir la siguiente tabla:
Componentes Xi Yi Zi)exp Mi Xi*Mi ρl(lb/ft3) Xi*Mi/ρl Zic % ErrorCO2 0,0000 0,0022 0,0018 44,0100 0,0000 51,54 0,0000N2 0,0000 0,0016 0,0013 28,0130 0,0000 49,29 0,0000 0,0013 0,1230C1 0,0778 0,6192 16,0430 18,73 0,6258 1,0669C2 0,1002 0,1408 30,0700 22,19 0,1413 0,3281C3 0,1508 0,0835 44,0970 31,63 0,0826 1,0372
i-C4 0,0277 0,0097 58,1240 1,6100 35,10 0,0459 0,0094 2,6677n-C4 0,1139 0,0144 0,0341 58,1240 6,6203 36,44 0,1817 0,0332 2,7693i-C5 0,0018 0,0084 72,1510 2,5397 38,95 0,0652 0,0081 3,6206n-C5 0,0024 0,0148 72,1510 4,6898 39,34 0,1192 0,0142 4,0537C6 0,0011 0,0179 86,1780 7,4199 41,40 0,1792 0,0171 4,3440
C7+ 0,0006 0,0685 143,0000 49,0919 45,78 1,0723Σ 1 1 651,9610 82,8827 2,0762 1,0000
3. Determinar la ρsep por el método de Standing y Katz.ρlsep= ρlCS+∆ ρT+∆ ρP
ρ
3+¿=∑
3
n
M i Xi
∑3
n
(M iX i/ρli )¿
ρ2+¿= ρ3+¿ (1−0,01386W 2−0,000082W 2
2)+0,379W 2+0,0042 W22 ¿¿
ρlcs= ρ2+¿ (1−0,012W 1−0,000158W 1
2)+0,0133W 1+0,00058W 12¿
W 1=100M 1X1
∑M 1X1
W 2=100M 2X2
∑M 2X 2
Correcciones por presión y temperatura:
∆ ρp=P·10−3 ( 0,167+16,181·10−0,0425 ρlcs )−P2 ·10−8 (0,299+263 ·10−0,0603 ρlcs )
∆ ρT=(T−60 ) [ 0,0133+152,4 (ρlcs+∆ ρp )−2,45 ]−(T−60 )2 [8,1·10−6−0,0622 ·10−0,0764 ( ρlcs+∆ρ p) ]
4. Calcular Zical
Zi=Yi∗RGCsep /379 . 4+Xi∗ρlsep/MI
RGCsep /379 . 4+ρlsep /MI
5. Determinar el porcentaje de error entre Zi calculado (Zical) y Zi experimental (Ziexp)“Si se cumple que,
Me tan o=|Zc 1exp − Zc 1Calc
Z c1exp|∗100≤2 %
y
C7+=|Zc7+exp − Zc7+calc
Zc7+exp|∗100≤5 %
entonces la recombinación matemática es CONSISTENTE”
b) Balance Molar1. Obtener de la prueba CVD los volúmenes de líquido formado a cada una de las distintas
presiones y construir la siguiente tabla:P (psia) Vl VGC ZGC NGC % ΔNGC ΔNGC)acum NL Z2F4014,7 0 1 0,6691 0 0,0000 0,86573514,7 0,967 5,374 0,0184 0,80102914,7 0,806 0,0673 0,1119 0,74332114,7 0,761 0,762 0,3052 0,13151314,7 0,775 0,819 0,1798 0,1512619,7 0,181 0,819 0,902 0,0813 76,787 0,1277 0,0740
Nt = lbmol
2. Calcular los volúmenes de gas condensado para las distintas presiones.V GC=1−V l
3. Calcular u obtener de las pruebas PVT el factor de compresibilidad de gas condensado y el factor de compresibilidad de dos fases.
Zgc=PV g
N gRTZ2 f=
PV s
(Ng+N l )RTCorrelación de Reyes, Piper, McCain y Piper (Válida para Psr entre 0,7 y 20; y para Tsr entre
1,1 y 2,1)
Z2 f=A0+A1 (P sr )+A2( 1T sr )+A2 (Psr )+A4(
1T sr
)2
+A5(Psr
T sr
)
Donde,A0=2,24353 ; A1=-0,0375281 ; A2=-3,56539 ; A3=0,000829231 ; A4=1,53428 ; A5=0,131987
4. Calcular los moles totales de gas condensado en la celda a la presión de rocío.
N g=PV g
Zgc RT5. Calcular los moles de gas condensado en la celda para cada presión.6. Obtener de las pruebas PVT el gas retirado de la masa de gas inicial en la celda.7. Calcular los moles de gas condensado removidos.
∆ N Gc=(%∆ N GcP2
−%∆ N GcP1 )N t
1008. Obtener los moles del líquido retrógrado en la celda para cada presión.
N l=N T−N gc−∑ ∆ N Gc
9. Obtener del reporte PVT la composición del gas a las distintas presiones.
10. Determinar la composición del líquido retrógrado mediante balance por componentes entre las presiones Pk-1 y Pk.
x ik=Ngc k−1
· y ik−1+N lk−1· x ik−1−(∆ Ngc k
+Ngc k ) · yi kN lk
11. Hallar las Ki para cada presión.
K i=y ixi
“Si se cumple que las Ki disminuyen a medida que aumenta el Mi entonces la prueba de balance molar CVD es CONSISTENTE.”
c) Criterio de Hoffman – Crump y HoccotPara cada presión:
1. Obtener los factores de caracterización del componente i.
F i=b i∗( 1T bi
− 1T
)
b i=logPci−log 14 . 7
1T bi
− 1Tci
2. Calcular el logaritmo de Ki*P.3. Graficar log(Ki*P) Vs. Fi.
Componentes Yi Xi Ki=Yi/Xi Tci (R) Pci (psia) Tbi (R) bi Fi Log(Ki*P)C1 0,6310 0,1321 4,7755 343,37 667,80 201,00 805,00 2,7588 4,2249c2 0,1427 0,0814 1,7534 550,09 707,80 332,00 1412,00 2,0673 3,7898c3 0,0825 0,1262 0,6539 666,01 616,30 416,00 1799,00 1,5397 3,3614
i-C4 0,0091 0,0345 0,2638 734,98 529,10 471,00 2037,00 1,1716 2,9672n-C4 0,0340 0,0522 0,6514 765,65 550,70 491,00 2153,00 1,0521 3,3597i-C5 0,0086 0,0267 0,3216 829,10 490,40 542,00 2368,00 0,7034 3,0532n-C5 0,0140 0,0575 0,2434 845,70 488,60 557,00 2480,00 0,6134 2,9322C6 0,0160 0,0849 0,1885 913,70 436,90 616,00 2780,00 0,2096 2,8211
C7+ 0,0590 0,4035 0,1462 1078,50 401,80 744,74 3457,41 -0,7096 2,7109Σ 0,9969 0,9990
3500 psi
Al aplicar este criterio a la prueba CVD se debe obtener un número de rectas igual al número de presiones de agotamiento. Dispersión en los puntos, muestra malas mediciones y/o
deficiencias en el equilibrio termodinámico entre las fases. Alta dispersión de puntos muestra inconsistencia de resultados.