Analisis PVT

 ANALISIS P.V P.V.T .T..

TEMAS A TRATAR (PVT) 1.

Tip ipos os de de Flu Fluid idos os de Yac acim imie ient nto o

2.

Muestro de Fluidos

3.

Crom Cr omat atog ogra rafí fía a de Ga Gase sess y Lí Líqu quid idos os

4.

Recomb Rec ombin inac ació ión n de de Flu Fluid idos os de de Yac acim imie iento nto

.

rue a s e

erac n nst ntanea

6.

Prue Pr ueba ba Exp Expans ansió ión n a Com Compos posic ició ión n Con Consta stante nte

7.

Prue Pr ueba ba de Lib Liber erac ació ión n Dife Diferren enci cial al

8.

Prue Pr ueba ba de de Ago Agota tami mien ento to a Vol Volum umen en Cons Constan tante te

9.

Prue Pr ueba ba de Se Sepa para raci ción ón Mu Mult ltii-E -Eta tapa pa

10. Dete Determi rminac nación ión de Visc Viscosi osidade dadess 11.. Co 11 Corr rrel elac acio ione ness



DIAGRAMA DE FASES

Es un Diagrama de P vs T que muestra mue stra sufre una mezcla de hidrocarburos con Presión y Temperatura











TIPOS DE YACIMIENTOS     

Black Oil Aceite Volátil Gas Retrogrado o Condensado Gas Húmedo Gas Seco

CARACTERÍSTICAS SEGÚN TIPO DE YACIMIENTO      

El método de muestreo Tipos y tamaño del equipo de superficie Determinación del gas y aceite en el yacimiento. Técnicas para la predicción de reservas de gas y aceite Planes de agotamiento Selección del método de recobro mejorado 

COMPARACIÓN DE TIPOS DE HIDROCARBUROS 3 Punto Crítico

Cricondenbar

4

2

5

1 TIPOS DE FLUIDOS 1 Black Oil

3 Fluidos cercanos al Punto crítico 4 Gas condensado 5 Gas Húmedo 6 Gas seco

6

Líquido a m r et

n n

ói e d

e

s r

n o

80%

ci

P r C

60%

40%

Gas 20%

Temperatura 

 YACIMIENTOS TIPO BLACK OIL

Caract erísti cas de Cam po 

GOR < 1750 scf/stb API < 45 Color : Oscuro % Molar del C7+ > 20 % Bo < 2.0



 YACIMIENTOS TIPO ACEITE VOLÁTIL

Caract erísti cas de Cam po 

GOR 1750 - 3200 scf/stb API > 40 Coloreado % Molar del C7+ 12.5 - 20 % Bo > 2.0



 YACIMIENTOS TIPO GAS CONDENSADO

Carac terísti cas de Cam po 

GOR 3200 - 15.000 scf/stb API > 40 Ligeramente coloreado % Molar del C7+ < 12.5%



 YACIMIENTOS TIPO GAS HÚMEDO

Caract erísti cas de Cam po 

GOR 15000 - 100.000 scf/stb API hasta 70 Color Blanco claro % Molar del C7+ < 4%



7000

TR

Critical Points

6000 Volatile I 5000 Condensate )

Volatile II

4000 s

ia p ( e r s s e P

r

2000

Wet Gas Black Oil

1000 Dry Gas 0 -200

-100

0

100

200

300

Temperature

400 o

500

600

700

800

F



  

  



0.4783 4.5394



 

75.9738



 

10.1333



 

4.8668



 

1.1114  



1.2716



 

0.5019



 

0.3043



 

0.2956



 

0.2143



 

0.2066



 

0.0599



A n ális is CROM ATOGRA FICO 

    

 

0.0196



 

0.0131



 

0.0102



COMPORTAMIENTO DE FASES EN EL TUBING Gas Sistema de Recobro de gas A

P B

Aceite

D C

Separador

Stock tank

D

C

T

B

A

Yacimiento



TENDENCIAS DE PRODUCCIÓN BLACK OIL

ACEITE VOLATIL

GAS CONDENSADO

GAS HUMEDO

GAS SECO

R

R

R

R R

G

G

G

G G

O

O

Tiempo

O

Tiempo

O

Tiempo

O

Tiempo

I

I

I

I

A

A

A

A

A

Tiempo

I P

P

Tiempo

P

Tiempo

P

Tiempo

P

Tiempo

NO LIQUIDO

NO LIQUIDO

Tiempo



SEPARATOR GAS SAMPLING



SEPARATOR LIQUID COLLECTION



MUESTREO DE SUBSUELO Lubricador Al camión de Wireline Nivel

Tubing

Empaques Muestreador de Subsuelo



MÉTODOS DE MUESTREO - RESUMEN PUNTO DE MUESTREO

YACIMIENTO

VENTAJAS

Más deseable Monofásico

FONDO CABEZA

SEPARADOR

Facilidad Costo Costo Volúmenes

DESVENTAJAS

Imposible Representatividad Costo  Atasque herramientas Representatividad

Condiciones de Separador  Representatividad



PRUEBAS DE SEPARADOR Diagrama Esquemático P sat Gas

Gas

Hg Oil Gas Separador

Tanque

SEPARADOR FLASH

PRESIÓN OPTIMA DE SEPARADOR o

800

B , n ói

s m

at 790

41.0

R c ,l a r ot o

I P

°API A , et

et F

i

i e

e

e d

c

c 780 A o ic -s rt

l

a

40.5

a

d

e

g é n m ió ul

a d

Rs

c 770 a o

d e v

l V r

a

e c

ot

r

R G

F

Bo a 760

40.0 50

100

150

200

250

Presión de separador, psig

Máximo API Mínimo GOR TOTAL Mínimo Factor Volumétrico de Formación

ESTUDIO PVT RANCHO HERMOSO 1 ( MIRADOR ) Prueba de Liberación Instantánea Temperatura de Yacimiento

Condiciones de Separación (psig @ °F)

Relaci n Gas-Aceite Relación I Etapa II Etapa Total (Separador) (Tanque) Tanque+Sep [1] [1] Rsfb[1]

212

°F

Factor Volumétrico de Formación Bofb [2]

Densidad del

Gravedad API del  Aceite de

Gravedad Específica del Gas  Aceite @60°F (gm/cm3) Tanque@60°F Liberado*

20

115

226.34

47.03

273.37

1.2685

0.8292

39.13

0.932

30 **

115

201.80

57.13

258.93

1.2562

0.8341

38.14

0.927

40

115

179.57

68.14

247.71

1.2480

0.8367

37.62

0.921

50

115

160.05

79.32

239.36

1.2371

0.8284

39.30

0.902

* **

En primera etapa Condiciones Actuales de Separación

[1]

Relación Gas-Aceite en pies cúbicos de gas @ 60°F y 14.7 psia por barril de petróleo de tanque @ 60°F.

[2]

Factor Volumétrico de Formación es los barriles de petróleo saturado a la presión de burbuja y temperatura de yacimiento por barril de petróleo de tanque @ 60 °F.



LIBERACION FLASH Procedimientos y Alcances •

• • • • • • • •

Una muestra del fluido de yacimiento es transferido a la celda Se establece una P >= Pinicial yac. Se establece una T = Tyac. La presión es reducida paulatinamente La celda es agitada para asegurar equilibrio Ni gas ni líquido es removido de la celda Datos de presión y volumen son registrados Se grafica Presión vs. Volumen La presión a la cual la pendiente cambia es la  Presión del Punto de Burbuja is p , n P

r

e

s

ói

Punto de burbuja

Volumen, cc

FLASH (FLUIDOS TIPO BLACK OIL ) Diagrama Esquemático P burbuja

Hg Oil Gas

P1>>Psat

P2 > Psat

P3 = Psat

P4 < Psat

P5 < P4 < Psat

EXPANSIÓN A COMPOSICIÓN CONSTANTE ( CCE) Alcances

• • • • • •

Curva de líquido retrogrado Densidad de gas condensado Volúmenes relativos Factores de compresibilidad - Z Compresibilidad del gas condensado

EXPANSIÓN A COMPOSICIÓN CONSTANTE - CCE     

Diagrama Esquemático P rocio

Hg Oil Gas

P1>>Psat

P2 > Psat

P3 = Psat

P4 < Psat

P5 < P4 < Psat

LIBERACIÓN DIFERENCIAL Objetivo

Simular el agotamiento del yacimiento por efectos de la producción desde la presión del punto de burbuja hasta la presión atmosférica.

Se reduce la presión incrementando el volumen de la celda, el gas producido es retirado manteniendo presión. El proceso es repetido en etapas hasta alcanzar la presión atmosférica. • • • • • •

Factores volumétricos de formación de aceite, gas y el total. Solubilidad del gas, Rs Densidad del aceite a T yacimiento. Factor compresibilidad del gas liberado Factor de expansión del gas liberado en cada etapa Gravedad API del aceite residual

LIBERACIÓN DIFERENCIAL Diagrama Esquemático Retirando Gas

Todo el gas es desplazado t a

t V

V

Oil

V

t

Hg

<

as as =1

= <

t

V

as

2

V 3

V

V = V

Gas < V

V 2

2

V =

3

t 4

V

as < 4

V < V

P1=Psat

P2 < Psat

P2 < Psat

P2 < Psat

5

P3 < P2 < Psat

CURVAS TIPO Bo Rs Bob Rsi Bo= Vo/Vo est.

Rs = Vg est / Vo est.

Pb Pb

Presión

Presión

Factor Volumétrico del Aceite

Relación Gas Aceite en Solución

Uo

Uob Pb

Presión

Viscosidad del fluido del yacimiento

CORRELACIONES 

GRAVEDAD ESPECIFICA:

GAS (γg)= M / 29 M: Peso Molecular de la mezcla de Gas 29: Peso Molecular promedio del aire . ° . °API: Gravedad API del petróleo GOR = GOR separador + GOR tanque GOR: Es una variable de campo que dice cuantos ft3 de gas se producen en superficie por cada barril de petróleo. Si la presión del yacimiento esta por  encima de la presión de burbuja este es Rs desde la presión inicial hasta la presión de burbuja. 

γg total = (γg separador * GOR separador) + (γg tanque * GOR tanque)  ____________________________________________________ GOR separador + GOR tanque 

CORRELACIONES 

CORRECCION DE LA GRAVEDAD ESPECIFICA DEL GAS A 100 PSI DE PRESION DE SEPARADOR:

γgs: Gravedad especifica del gas a presión de separador de 100 psi Ecuación (3-28) Applied Reservoir Engineering / Vol1 Pb: Presión de burbuja ( bubblepoint pressure ) Ecuación (3-32) Applied Reservoir Engineering / Vol1 CALCULO DEL FACTOR VOLUMETRICO (Bo) A LA PRESION DE BURBUJA: Bobp: Factor volumétrico del petróleo a la presión de burbuja Ecuación (3-36) Applied Reservoir Engineering / Vol1 

CALCULO DE LA VISCOSIDAD A LA PRESION DE BURBUJA Viscosidad de petróleo muerto (superficie libre de gas). Ecuación (3-42) Viscosidad a la presión de burbuja. Ecuación (3-43) Applied Reservoir  Engineering / Vol1 



CORRELACIONES CALCULO DE LA COMPRESIBILIDAD DEL PETROLEO: Ecuación (3-29) Applied Reservoir Engineering / Vol1 

CALCULO DEL FACTOR VOLUMETRICO (Bo) POR ENCIMA DE LA PRESION DE BURBUJA: Bo: Factor volumétrico del petróleo por encima de la presión de burbuja 

CALCULO DE LA VISCOSIDAD POR ENCIMA DE LA PRESION DE BURBUJA Ecuación (3-44) Applied Reservoir Engineering / Vol1 

CALCULO DE LA CANTIDAD DE GAS DISUELTO EN EL PETROLEO (Rs) POR DEBAJO DE LA PRESION DE BURBUJA: Ecuación (3-33) Applied Reservoir Engineering / Vol1 

CALCULO DEL FACTOR VOLUMETRICO (Bo) POR DEBAJO DE LA PRESION DE BURBUJA: Bo: Factor volumétrico del petróleo por debajo de la presión de burbuja Ecuación (3-36) Applied Reservoir Engineering / Vol1 

