PVT

UNIVERSIDAD DE ORIENTE NÚCLEO DE ANZOÁTEGUI ESCUELA DE INGENIERÍA Y CIENCIAS APLICADAS AREAS ESPECIALES DE GRADO INGENIERIA DE YACIMIENTOS DE GAS

PPRRU UEEBBAASS PPVVTT PPAARRAA YYAACCIIM MIIEEN NTTO OSS D DEE G GAASS CCO ON ND DEEN NSSAAD DO O

PROFESOR: Ing. Jairo Uricare

REALIZADO POR: Belkis Romero Milinys Rojas

Barcelona, Julio de 2010

INTR ODUCCIÓN 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 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 PR ESIÓN VOLUMEN Y TEMPER ATUR A (PVT) Def inición 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 son de gran utilidad en cálculos analíticos asociados al balance balance de materiales y a la simulación de yacimientos.

TIPOS DE SEPAR ACIÓN 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 Dif erencial 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 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) 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 información necesaria de laboratorio para optimizar optimizar las condiciones de operación en la superficie al momento de la separación.

Figura 2. Separación Instantánea

PR OCESOS DE SEPAR ACIÓN GAS-LIQUIDO EN EL YACIMIENTO Y SUPER FICIE 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).  flash).

TOMA DE MUESTR AS

¿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 pued e 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 muestras Se debe debe hablar de yacimiento yacimiento homogéneo

y yacimiento heterogéneos, 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 d iferentes 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 MUESTR EO 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 Superf icie (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.

R ecomendaciones para obtener las muestras de superf icies -

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 cond iciones 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 a l mercurio mercurio del de l cilindro).

-

Las muestras deben ser ser tomadas en el separador de mayor 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 corr ige tomando en cuenta el e l factor de merma del líquido al pasar del separador al tanque.

 RGC  sep PCN   Bl  sep

!

 RGCPCN   BN   Bl  Bl  sep  BN 

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

-

r iesgo de problemas mecánicos. O peración sencilla y rápida, menos riesgo

-

Se puede tomar grandes volúmenes de muestras.

-  No hay interrupción en la pro ducción. -

Para pozos produciendo con alto corte de agua.

e l fluido este fluyendo en una sola fase. -  No requiere que el

-

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.

(Ec.1)

-

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 g as-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 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 Fondo Consiste en bajar al fondo fondo del pozo una herramienta herramienta (muestreador) de unos 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. interfase. Las muestras de fondo no son representativas del fluido de un yacimiento de gas condensado por dif d iferentes erentes 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 Pwf0. 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 pro cedimiento 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:  Nt  !

Pr  V  s  Zgc * R * T 

(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 l a composi ción del líqu l  líquid o retrógrad o a Pr 

Balance Molar del Componente i:

 X i

!

 N t  * Y i ) o

 ( Ngc  ( Ngc ) * Y  )1 i

i

i

 N l  l 1

!0

Ec. 8

  No hay formación de condensado; por lo tanto solo existe un fluido monofásico a esta etapa.

2da

ETAPA. P 1< Pr 

En esta etapa ya existe formación de líquido retrógrado (Vl1)

i.

 M asa asa

c) de gas condensad o retirad o de l a cel da da (¨Ng c)

   

( Ngc1 !

1

 (V 1

 Zgc1 *  R * T 

Donde: ¨Ngc1 = masa de gas condensado retirado de la celda, lbmol 3

¨V1 = volumen de gas retirado, pie

ii.

 M asa asa

c) de Gas Condensad o en l a cel da da @ P 1 (Ng c)

(Ec. 9)

 P 1 *  gc1

 NgC 1 !

(Ec.10)

¡   

 Z  gc1

* R * T 

Donde: Vgc1=Vs±Vl1

(Ec.11)

3

Vgc1 = Vol. de gas Condensado en la la celda a P1, pie 3

Vs = volumen de muestra, pie pie

3

Vl1 = volumen de líquido líquido retrógrado en la la celda @ P1, pie

iii.

asa  M asa

3 l1  ) de Líquid o Retrógrad o en l a cel da, da,  pie (N l 

 

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.

Composi ción del  Líquid o Retrógrad o

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 co mposición mposición del de l líquido retrógrado (Xi): Pk-1 > Pk 

 X i k 

!

 Ngc ) k 1 * Y i) k 1

  N l l )

k 1

*  X i) k 1  N l  l ) k 

 [( Ngc)   Ngc) k 

k 

A* Y i)

k 

(Ec.13)

Aplicando para esta etapa tenemos que k = 1, k-1 = 0, Ngc0 = Nt y Po = Procío, Nlo = 0;  por lo tanto:

 X i1

!

 ( Ngc1  ( Ngc1 ) * Y i1

 N t  t * Y i0

 N l  l1 

(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.

 M asa asa

c) de gas condensad o retirad o de l a cel da da (¨Ng c) ¢   

( N  gc2 !

ii.

 M asa asa

2

 (V 2

 Zgc 2 * R * T 

(Ec.15)

3 l) de Líquid o Retrógrad o en l a cel da, da,  pie (N l)

 Nl=N ±Ngc t 2 

±¨Ngci

Donde: ¨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.

Composi ción del  Líquid o Retrógrad o

 X i k 

!

 Ngc ) k 1 * Y i) k 1

  N l l )

k 1

*  X i) k 1

 [( Ngc)   Ngc)

 N l  l ) k 

k 

k 

A* Y i)

k 

(Ec.17)

c) Criterio de Hof f fm   an-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:  Ki k 

!

Y ik   Xi k 

(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]

 Fi

« 1 1» ! bi * ¬  ¼ T  T  ½ bi

bi

!

 log 14.7 «1 1» ¬  ¼ T  T c ½

(Ec.19)

log P ci

bi

i

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 

(Ec.20)

ANAL AN ALISIS ISIS PVT PRUEBA PRUEBA DE RECOMB RECOMBINA INACION CION MATEMA MATEMATICA TICA Datos: RGCsep=

4428

PCN/Blsep

Componentes

Xi

Yi

Zi)exp

Mi

Xi*Mi

CO2 N2 C1 C2 C3 i-C4 n-C4 i-C5 n-C5 C6 C7+

0,0000 0,0000 0,0778 0,1002 0,1508 0,0277 0,1139 0,0352 0,0650 0,0861 0,3433

0,0022 0,0016 0,7531 0,1508 0,0668 0,0052 0,0144 0,0018 0,0024 0,0011 0,0006

0,0018 0,0013 0,6192 0,1408 0,0835 0,0097 0,0341 0,0084 0,0148 0,0179 0,0685

44,0100 28,0130 16,0430 30,0700 44,0970 58,1240 58,1240 72,1510 72,1510 86,1780 143,0000

0,0000 0,0000 1,2481 3,0130 6,6498 1,6100 6,6203 2,5397 4,6898 7,4199 49,0919



1

1

1

651,961

82,8827

lCN(lb/ft3 lCN(lb/ft3)) = lCN( lCN(lb/B lb/Bl) l) =

40,0183 224,6957

ng = nl =

11,671 11,67106 06 lb/Blse lb/Blsep p 2,7110 2,711008 08 lb/Blse lb/Blsep p

C1 2 C7+ 5

l(lb/ft3)

Xi*Mi/l

51,5400 49,2900 18,7300 22,1900 31,6300 35,1000 36,4400 38,9500 39,3400 41,4000 45,7800

0,0000 0,0000 0,0666 0,1358 0,2102 0,0459 0,1817 0,0652 0,1192 0,1792 1,0723

2,076193

Prue ueba ba de Re Reco combi mbina nacio cion n Ma Mate temat matica ica es Conclusión: la Pr CONSISTENTE

Zic 0,0018 0,0013 0,6258 0,1413 0,0826 0,0094 0,0332 0,0081 0,0142 0,0171 0,0652 1

% Error   0,8166 0,1230 1,0669 0,3281 1,0372 2,6677 2,7693 3,6206 4,0537 4,3440 4,8195

NALIISIS PVT NAL PRUEBA DE BALANCE MOLAR P (l ) 4014, 14, 2914,7 2114,7 1314,7 619 619,7 £

¤

¥  

  



  

  

Nt =

l 0,0000 0,0330 0,1940 0,2390 0,2250 0,1810 ¦  

§

¦  

¨  

§

©  

¨  

§

¨

   

NGC NGC NGC NGC) 0,0000 0,0000 5,3740 0,0360 15,4380 0,0673 35,0960 0,1315 57,6950 0,1512 76,7870 0,1277 ¥

  

1,0000 0, 0 0,8060 0,7610 0,7750 0,8190 



0, 0 0, 0 0,7480 0,7620 0,8190 0,9020

  





  





  

0, 1 0, 146 0,4538 0,3052 0,1798 0,0813 



  

  

¤  

  

0,6690 lbmol

 Yi  Yi Component Componentes CO2 N2 C1 C2 C3 i-C4 i-C4 n-C4 i-C5 i-C5 n-C5 C6 C7+ 

4000 0,0018 0,0013 0,6172 0,1410 0,0837 0,0098 0,0345 0,0091 0,0152 0,0179 0,0685 1,0000

3500 0,0018 0,0013 0,6310 0,1427 0,0825 0,0091 0,0340 0,0086 0,0140 0,0160 0,0590 1,0000

2900 0,0018 0,0014 0,6521 0,1410 0,0810 0,0095 0,0316 0,0084 0,0139 0,0152 0,0441 1,0000

2100 0,0018 0,0015 0,6979 0,1412 0,0757 0,0081 0,0271 0,0067 0,0097 0,0103 0,0200 1,0000 '  

Component Componentes CO2 N2 C1 C2 C3 i-C4 i-C4 n-C4 i-C5 i-C5 n-C5 C6 C7+ 

4000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000

3500 0,0018 0,0013 0,1324 0,0815 0,1264 0,0346 0,0523 0,0268 0,0576 0,0851 0,4042 1,0041

2900 0,0018 0,0008 0,4507 0,1405 0,0967 0,0114 0,0482 0,0125 0,0216 0,0311 0,1852 1,0007

Component Componentes CO2 N2 C1 C2 C3 i-C4 i-C4 n-C4 i-C5 i-C5 n-C5 C6 C7+

4000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000

3500 0,9960 0,9960 4,7644 1,7499 0,6526 0,2633 0,6502 0,3210 0,2429 0,1881 0,1460

2900 0,9993 1,6762 1,4470 1,0032 0,8375 0,8313 0,6558 0,6706 0,6421 0,4888 0,2381

1300 0,0019 0,0015 0,7077 0,1463 0,0773 0,0079 0,0259 0,0055 0,0081 0,0073 0,0106 1,0000

605 0,0021 0,0014 0,6659 0,1606 0,0911 0,0101 0,0331 0,0068 0,0102 0,0080 0,0107 1,0000

1300 0,0015 0,0003 0,1973 0,1233 0,1166 0,0185 0,0736 0,0243 0,0462 0,0640 0,3351 1,0007

605 0,0008 0,0002 0,1134 0,0738 0,0932 0,0165 0,0721 0,0281 0,0554 0,0844 0,4632 1,0010

1300 1,2831 4,4110 3,5874 1,1868 0,6627 0,4270 0,3520 0,2260 0,1752 0,1141 0,0316

605 2,8000 8,5521 5,8701 2,1773 0,9773 0,6129 0,4591 0,2419 0,1842 0,0948 0,0231

i 2100 0,0018 0,0006 0,3224 0,1399 0,1126 0,0159 0,0612 0,0177 0,0348 0,0456 0,2480 1,0006

Ki 2100 0,9994 2,6230 2,1644 1,0091 0,6725 0,5091 0,4427 0,3779 0,2785 0,2261 0,0806

Se cumpl cumple que l s Ki Ki dism smiinuyen a medi medida que aument aumenta el el Mi &  

Concll si n: L Conc r  ba de Balance Molar CVD es CONSIISTENTE CONS !  

  

"

#  

$

%  

   

NL

Z2F

0,0000 0,0184 0,1119 0,1291 0,1033 0,0740

0, 0,8010 0,7433 0,7026 0,6702 0,5757 







 

 

ANALISIS PVT CRITERI

1  

DE H FF AN (CVD) 1  

2  

Co ponentes

Yi

Xi

Ki=Yi/Xi

Tci R)

3500 psi Pci psia)

Tbi R)

bi

Fi

Log(Ki*P)

C1 c2 c3 i-C4 n-C4 i-C5 n-C5 C6 C7+ 

0,6310 0,1427 0,0825 0,0091 0,0340 0,0086 0,0140 0,0160 0,0590 0,9969

0,1321 0,0814 0,1262 0,0345 0,0522 0,0267 0,0575 0,0849 0,4035 0,9990

4,7755 1,7534 0,6539 0,2638 0,6514 0,3216 0,2434 0,1885 0,1462

343,3700 550,0900 666,0100 734,9800 765,6500 829,1000 845,7000 913,7000 1078,4977

667,8000 707,8000 616,3000 529,1000 550,7000 490,4000 488,6000 436,9000 401,7986

201,0000 332,0000 416,0000 471,0000 491,0000 542,0000 557,0000 616,0000 744,7375

805,0000 1412,0000 1799,0000 2037,0000 2153,0000 2368,0000 2480,0000 2780,0000 3457,4134

2,7588 2,0673 1,5397 1,1716 1,0521 0,7034 0,6134 0,2096 -0,7096

4,2249 3,7898 3,3614 2,9672 3,3597 3,0532 2,9322 2,8211 2,7109

Co ponentes

Yi

Xi

Ki=Yi/Xi

Tci (R)

2900 psi Pci (psia)

Tbi (R)

bi

Fi

Log(Ki*P)

C1 c2 c3 i-C4 n-C4 i-C5 n-C5 C6 C7+ 

0,6521 0,1410 0,0810 0,0095 0,0316 0,0084 0,0139 0,0152 0,0441 0,9968

0,4505 0,1405 0,0967 0,0114 0,0482 0,0125 0,0216 0,0311 0,1852 0,9977

1,4475 1,0035 0,8378 0,8315 0,6560 0,6708 0,6423 0,4890 0,2382

343,3700 550,0900 666,0100 734,9800 765,6500 829,1000 845,7000 913,7000 1078,4977

667,8000 707,8000 616,3000 529,1000 550,7000 490,4000 488,6000 436,9000 401,7986

201,0000 332,0000 416,0000 471,0000 491,0000 542,0000 557,0000 616,0000 744,7375

805,0000 1412,0000 1799,0000 2037,0000 2153,0000 2368,0000 2480,0000 2780,0000 3457,4134

2,7588 2,0673 1,5397 1,1716 1,0521 0,7034 0,6134 0,2096 -0,7096

3,6252 3,4661 3,3877 3,3845 3,2815 3,2912 3,2723 3,1539 2,8415

Co ponentes

Yi

Xi

Ki=Yi/Xi

Tci (R)

2100 psi Pci (psia)

Tbi (R)

bi

Fi

Log(Ki*P)

C1 c2 c3 i-C4 n-C4 i-C5 n-C5 C6 C7+ 

0,6979 0,1412 0,0757 0,0081 0,0271 0,0067 0,0097 0,0103 0,0200 0,9967

0,3223 0,1399 0,1125 0,0159 0,0612 0,0177 0,0348 0,0456 0,2480 0,9979

2,1652 1,0093 0,6727 0,5093 0,4428 0,3780 0,2785 0,2261 0,0807

343,3700 550,0900 666,0100 734,9800 765,6500 829,1000 845,7000 913,7000 1078,4977

667,8000 707,8000 616,3000 529,1000 550,7000 490,4000 488,6000 436,9000 401,7986

201,0000 332,0000 416,0000 471,0000 491,0000 542,0000 557,0000 616,0000 744,7375

805,0000 1412,0000 1799,0000 2037,0000 2153,0000 2368,0000 2480,0000 2780,0000 3457,4134

2,7588 2,0673 1,5397 1,1716 1,0521 0,7034 0,6134 0,2096 -0,7096

3,6607 3,3293 3,1531 3,0322 2,9715 2,9027 2,7701 2,6796 2,2319

Co ponentes

Yi

Xi

Ki=Yi/Xi

Tci (R)

1300 psi Pci (psia)

Tbi (R)

bi

Fi

Log(Ki*P)

C1 c2 c3 i-C4 n-C4 i-C5 n-C5 C6 C7+ 

0,7077 0,1463 0,0773 0,0079 0,0259 0,0055 0,0081 0,0073 0,0106 0,9966

0,1971 0,1232 0,1166 0,0185 0,0736 0,0243 0,0462 0,0640 0,3350 0,9986

3,5904 1,1873 0,6629 0,4271 0,3521 0,2261 0,1752 0,1141 0,0316

343,3700 550,0900 666,0100 734,9800 765,6500 829,1000 845,7000 913,7000 1078,4977

667,8000 707,8000 616,3000 529,1000 550,7000 490,4000 488,6000 436,9000 401,7986

201,0000 332,0000 416,0000 471,0000 491,0000 542,0000 557,0000 616,0000 744,7375

805,0000 1412,0000 1799,0000 2037,0000 2153,0000 2368,0000 2480,0000 2780,0000 3457,4134

2,7588 2,0673 1,5397 1,1716 1,0521 0,7034 0,6134 0,2096 -0,7096

3,6740 3,1934 2,9403 2,7494 2,6655 2,4731 2,3624 2,1761 1,6190

Co ponentes

Yi

Xi

Ki=Yi/Xi

Tci (R)

605 psi Pci (psia)

Tbi (R)

bi

Fi

Log(Ki*P)

C1 c2 c3 i-C4 n-C4 i-C5 n-C5 C6 C7+ 

0,6659 0,1606 0,0911 0,0101 0,0331 0,0068 0,0102 0,0080 0,0107 0,9965

0,1132 0,0737 0,0932 0,0165 0,0721 0,0281 0,0554 0,0844 0,4631 0,9996

5,8839 2,1791 0,9777 0,6131 0,4592 0,2420 0,1842 0,0948 0,0231

343,3700 550,0900 666,0100 734,9800 765,6500 829,1000 845,7000 913,7000 1078,4977

667,8000 707,8000 616,3000 529,1000 550,7000 490,4000 488,6000 436,9000 401,7986

201,0000 332,0000 416,0000 471,0000 491,0000 542,0000 557,0000 616,0000 744,7375

805,0000 1412,0000 1799,0000 2037,0000 2153,0000 2368,0000 2480,0000 2780,0000 3457,4134

2,7588 2,0673 1,5397 1,1716 1,0521 0,7034 0,6134 0,2096 -0,7096

3,5618 3,1305 2,7824 2,5797 2,4542 2,1760 2,0574 1,7688 1,1559

(  

0  

0  

0  

0  

) 

) 

) 

E P T RECO I ACIO ATE ATICA Y ALA CE OLAR C NC L SI N : LAS PRUE AS E ALI ACIO E OSTRARO SER CO SISTE TES, SI E ARGO LA PRUE A E CRITERIO HOFF A C , E OSTRO SER I CO SISTE TE. POR ESTA RAZO SE CO CUYE QUE EL . 9  

6  

7  

8  

6  

9  

3  

3  

5

3  

4

5  

8  

5

4  

4  

8  

5  

4  

9  

3  

3  

4  

4  

5  

5  

5  

5  

5  

5  

5  

4

8  

8  

5  

5  

3  

4  

5  

3  

Log ki 4.5000

Criterio de Hoffman

4.0000 3.5000 3.0000 2.5000 2.0000 1.5000 1.0000 0.5000 0.0000 -1.0000

-0.5000

0.0000 3500psi

0.5000 2900psi

1.0000 2100psi

1.5000

2.0000

1300psi

Figura 10. Criterio de Hoffman para prueba CVD

2.5000 605psi

3.0000 Fi

CONCLUSIONES

-

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 obtenido s 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 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.

BIBLIOGR AFÍA 1. De Moura P. Marchan V. y Marzuca J. ³Estudios 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 Universidad de Oriente, Barcelona, Venezuela (2004) 2. Rojas G. ³Ingeniería de Yacimientos de Gas Condensado´ Puerto La Cruz, Venezuela (2003)

ANEXOS

CORE ORATORIES, Inc. Petroleum Reservoir Engineering  Dallas - Texas i

p

q  

2

P File Well @

y ro arbon nalyses of Separator ro

c  

d  

e  

f  

Separator iq i ol er ent

Co po e t D  

E  

g  

Q  

b 

E  

Carbo

P  

ioxi e

T ace T ace 7.78 10.02

Nitroge ethane Ethane ropane iso- tane n- tane iso- entane n- entane exanes eptanes pl s E  

r 

F   

15.08 2.77 11.39 3.52 6.50 8.61 34.33 100.00

G  

R

R

S  

S  

G  

G  

T  

T  

S  

roperties of  eptanes pl s gravity @ 60º Spe ifi gravity @ 60/60º ole lar Weight G  

U  

T  

G

46.6 0.7946 143

W  

H  

W  

H  

F   

Separator as ol er e t

h  

Well Stream ol er e t

G  

E  

G

I  

H  

F

G  

F   

E  

0.18 0.13 61.92 14. 08 8.35 0.97 3.41 0.84 1.57 1.79 6.45 100.00

1.832 0.170 0.453 0.066 0.087 0.065 0.028 2.681

S  

V 

H  

e

0.22 0.16 75.31 15. 08 6.68 0.52 1.44 0.18 0.24 0.11 0.06 100.00

r 

f  12

ts and Cal lated Well Stream

e  

I  

F   

C  

Condensate Nº 7

H  

G  

Q  

E  

h

B  

I  

S  

H  

F   

d

A

S  

0.795 143

103

Calculated separator gas gravity Calculated gross heating value for separator gas per cubic feet of dry gas @ 14.686 psia and 60º

=

0.735 1295

=

X  

T

Y  

s  

t  

t  

rimary separator gas collected rimary separator liquid collected

ri ri ri Sto G  

D  

G  

D  

G  

D  

H  

@ @

ary separator gas / separator liq i ratio ary separator liq i / sto k tank liq i ratio Q  

S  

Q  

Q  

H  

S  

S  

ary separator gas / well stream ratio k tank liq i / well stream ratio Q  

S  

300 300

and 62 p ig and and 62 p ig and ` 

` 

4428 1.352 801. 66 133.9 3.9

ºF ºF

SCF/B F/Bbl Bbls @60ºF/Bbl SCF/MMSCF BBLS BBLS/M /MMS MSCF CF a  

G

F   

2.290 0.317 1.073 0.306 0.535

CORE LABORATORIES, Inc. e r  leum  e erv  e  erv  ir  gi  eeri  g  P e  Dallas - Texas 75207   

  

  

   

  

  

  

  

a il v

u  

6

w  

of 

  

  

w  

x 

y   

w  

Cond

ll

  

Retrograde Condensation During Gas Depletion at 185ºF

Press re ps

Retrograde Liquid Volume Percent of H ydrocarbon Pore Sp ace

  

  

  

  

  

ew Point Press re   

0.0

3500

3.3

2900

19.4

2100

23.9

1300

22.5

605

18.1

0

12.6

Properties of Zero PS IG Residual Liquid API gravity @ 60ºF Specific gravity @60/60ºF Molecular weight

.5

  

.

  

  

 

 

  

  

Core Laboratories Inc. Manager

Reservoir Fluid Analysis

n a  

  

  

Nº

  

CORE L BORATORIES, Inc. }

~

t  o  

s  o  ~

~

~





~

~

Pag



Dalla

Te a

k

il

4

i

dr car

Re

C

l

m

n

l

nent

5713

Car n Di ide Nitr en et ane Et ane Pr ane i Butane n Butane i Pentane n Pentane e ane e tane lu l

r

l

0.18 0.13 61.72

0.18 0.13 63.10

14.10 8.37 0.98 3.45 0.91 1.52 1.79

14.10 8.37 0.98 3.45 0.91 1.52 1.79

14.27 8.25 0.91 3.40 0.86 1.40 1.60

6.85 100.00

6.85 100 .00

145 0.795

143 0.795

p

q

s

s

l

t

n

l

u 

u 

t

l

u 

u 

v

p

t

v

n

t

n

t

lecular ei S ecific ravit r

l

q

t f  e tane lu f  e tane lu

s

w 

n

s

q

l

n

t

n

t

s

x

l

n

t

n

t

De viati n Fact r Z E uili riu a T a e t

l

C nd nsat

605

0

j

m 

q

1.107 0 .867 1.107 0 .867

t

s

n

l

{

i

|

i

7

l Percent

erv ir Pre ure, i 2900 2100

1300

0.18 0.14 65.21 14.10 8.10

0.18 0.15 69.79 14.12 7.57

0.19 0.15 70.77 14.63 7.73

0.21 0.14 66.59 16.06 9.11

5.90 100 .00

0.95 3.16 0.84 1.39 1.52 4.41 100 .00

0.81 2.71 0.67 0.97 1.03 2.00 100 .00

0.79 2.59 0.55 0.81 0.73 1.06 100 .00

1.01 3.31 0.68 1.02 0.80 1.07 100 .00

138 0.790

128 0.780

11 6 0.767

111 0.762

110 0.761

l

o

y

w

3500

0.18 0.13 61.72

o

l

4000

f  12

W ll i

De leti n Stud at 186 F n Anal e f Se arat r Pr duct ell Strea

j

i

t

u 

ell Strea r duced Cu ulative ercent f initial

0.799 0.802

0.748 0.744

0.762 0.704

0.819 0 .671

0.902 0.576

z 

m 

n

m 

l

n

0.000

l

5.374

15.438

3 5.096

57.695

76.787

95.515

CÁLCULOS PARA VALIDAR PRUEBAS PVT

a) Recom inación Matemática   

1. Obtener la RG

  

(S F/Bl)

sep

  

     

Ec.

1

2. Leer las composiciones de gas y líquido en el re porte del labora torio y construir la siguiente tabla: Co pon nt C N C C C -C n-C -C   

  

  

  

  

  

Z)

  

  

p

  



  

 ( b ft )  



 

 

  

  

  

 





 

Z











o

 

«  

ª  

«  

¬ 

«  

  

  

  

0,0000 0,0000 0,0778 0,1002 0,1508 0,0277 0,1139

0,0022 0,0016

0,0144 0 0018

0,0018 0,0013 0,6192 0,1408 0,0835 0,0097 0,0341 0 0084

44,0100 28,0130 16,0430 30,0700 44,0970 58 5 8,1240 58,1240 72 1510

0,0000 0,0000

1, 1,6100 6,6203 2 5397

51,54 49,29 18,73 22,19 31,63 35,10 36,44 38 95

0,0000 0,0000

0,0459 0,1817 0 0652

0,0013 0,6258 0,1413 0,0826 0,0094 0,0332 0 0081

0,1230 1,0669 0,3281 1,0372 2,6677 2,7693 3 6206

 

CÁLCULOS PARA VALIDAR PRUEBAS PVT

a) Recom inación Matemática   

1. Obtener la RG

  

(S F/Bl)

sep

  

     

Ec.

1

2. Leer las composiciones de gas y líquido en el re porte del labora torio y construir la siguiente tabla: Co pon nt C N C C C -C n-C -C n-C C C +    

  

  

Z)

  

  

  

  

  

p

  



 ( b ft )

  

 

 



 

  

  

  

 





 

Z











o

 

 

«  

0,0000 0,0000 0,0778 0,1002 0,1508 0,0277 0,1139

ª  

«  

¬ 

«  

  

  

  

®  

®  

¯  

°  

1

0,0022 0,0016

0,0018 0,0013 0,6192 0,1408 0,0835 0,0097 0,0341 0,0084 0,0148 0,0179 0,06 0,068 85

0,0144 0,0018 0,0024 0,0011 0,000 ,0006 6 1

44,0100 0,0000 28,0130 0,0000 16,0430 30,0700 44,0970 58 5 8,1240 1, 1,6100 58,1240 6,6203 72,1510 2,5397 72,1510 4,6898 86,1780 7,4199 143, 143,00 0000 00 49,0 49,091 919 9 651,9610 82,8827

51,54 49,29 18,73 22,19 31,63 35,10 36,44 38,95 39,34 41,40 45,78 5,78

0,0000 0,0000

0,0459 0,1817 0,0652 0,1192 0,1792 1,07 1,0723 23 2,0762

0,0013 0,6258 0,1413 0,0826 0,0094 0,0332 0,0081 0,0142 0,0171

0,1230 1,0669 0,3281 1,0372 2,6677 2,7693 3,6206 4,0537 4,3440

1,0000

3. Determinar la sep por el método de Standing y Ka tz.

                                   !

W  1

  

100 M 1 X 1

W 2

§ M 1 X 1

!

100 M 2 X 2  M 2 X 2 

orrecciones por presión y temperatura:

                                                  4.

Calcular

Zical

 Z i !

Y i * RGC  sep 379.4   Xi * V lsep  RGC  sep

379.4  V lsep

MI 

MI 

5. Determinar el porcentaje de error entre Zi calculado (Zical) y Zi ex perimental (Ziexp) Si se cum ple que,

Me tan o

!

Z c1 exp

 Z c1Calc

C7

* 100 e 2 %

Z c1 exp

 exp  Zc 7  calc * 100 Zc 7  exp

Zc 7

!

 y 

e 5%

entonces la recombinación matemática es CO SISTENTE ±  

b)

Balance Molar 1. Obtener de la prueba CVD los volúmenes de líquido formado a cada una de las dis tintas presiones y cons truir la siguien te tabla: P (p (p

µ 

²  

¶  

· 

4014, Á  

¸  

0

½  

  

14,

0, ¿

N C

¸  

¸  

0,

¾

¾

¿  

¾

½  

0,806 0,762

0,3052

0,775

0,819

0,1798

0,819

0,902

0,0813

0,181

l

Ä  

à

Calcular

N C µ 

¸  

´  

º 

u

,

½  

4 0,0673

Æ

Å  

Ç  

NL

»  

0   

0,761

619,7

¸  

Á  

2114,7 1314,7

N C

¹  

1

2914, ½  

2.

Z C

1

½  

N

C

¶  

´  

³ 

Z F ¼  

0,0000

0,

0,0184

0,8010

0,1119

0,7433

Á  

À

¾  

½  

0,1315 0,1512 76,787

0,1277

0,0740

l

los volúmenes de gas condensado para las distintas presiones.

    



3.

Calcular u obtener

de las pruebas PVT el factor de compresibilidad de gas condensado y el

factor de compresibilidad de dos fases.



        





de Reyes, Piper, McCain y Piper (Válida para Psr entre 0,7 y 20; y para Tsr entre

Correlación

1,1 y 2,1)

   

                    



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.   

5.

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.

    



8. Obtener los moles del líquido re trógrado en la celda para cada presión.

       



9. Obtener del reporte PVT la composición del gas a las dis tintas presiones. 10. Determinar la composición del líquido retrógrado mediante balance por componentes entre las presiones Pk-1 y Pk.

          



11.

Hallar las K i



para cada presión.

           



   



Si se cumple que las Ki disminuyen a medida que aumen ta el Mi entonces la prueba de balance molar CVD es CONSISTENTE.

c) Criterio de Hoffman  Crum Para

Hoccot

É  

È  

cada presión:

1. Obtener los factores de caracterización del componente i.

1 Fi = bi * (  T bi

1

)  T 

l gPi 1

l g 14 .7 1

Ë  

bi =

Ë  

Ê 

 T bi 2.

Calcular

 T  i Ê 

el logaritmo de Ki*P.

3. Graficar log(Ki*P) Vs. Fi. i i (R) Pci Pci ( i ) 343,37 667,80 550,09 707,80 666,01 616,30 734,98 529,10 765,65 550,70 829,10 490,40 845,70 488,60 913,70 436,90 1078 1078,50 401,80 3500

C m Ì  

Ì  

Í  

Ï  

Π 

Π 

C1 c2 c3 i-C4 n-C4 i-C5 n-C5 C6 C7+ 

t Ï

Ñ  

Р 

i

0,6310 0,1427 0,0825 0,0091 0,0340 0,0086 0,0140 0,0160 0,0590 0,9969

Ò  

i

0,1321 0,0814 0,1262 0,0345 0,0522 0,0267 0,0575 0,0849 0,4035 0,9990

Ki = i/ i 4,7755 1,7534 0,6539 0,2638 0,6514 0,3216 0,2434 0,1885 0,146 1462 Ñ  

Ò  

Û  

Ú  

Ó  

Ô  

Р 

Í  

Õ  

Ó  

i (R) 201,00 332,00 416,00 471,00 491,00 542,00 557,00 616,00 744,74 Ö  

i 805,00 1412,00 1799,00 2037,00 2153,00 2368,00 2480,00 2780,00 3457,41 Ö  

×  

i

2,7588 2,0673 1,5397 1,1716 1,0521 0,7034 0,6134 0,2096 -0,7096

Ì

Ø  

Ù  

(Ki*P (Ki*P)

4,2249 3,7898 3,3614 2,9672 3,3597 3,0532 2,9322 2,8211 2,7109

Al aplicar este criterio a la prueba CVD se debe ob tener un número de rec tas igual al número de presiones de ago tamiento. Dispersión en los puntos, muestra malas mediciones y/o deficiencias en el equilibrio termodinámico entre las fases. Al ta dispersión de puntos muestra inconsis tencia de resul tados.