Universidad de Oriente Núcleo de Anzoátegui Escuelas de Ingeniería y Ciencias Aplicadas Áreas Especiales de Grado Ingeniería de Yacimientos Yacimientos de Gas Condensado
Presentado por: Prof. Ing. Mario Briones
Buonaffina, Indira Descarrega, Alejandro Pérez, Omar Villegas, Maria V
CONTENIDO
Introducción Objetivos Desarrollo Conclusiones
Introducción
¿Cómo se comporta el fluido en el yacimiento?
ANÁLISIS PVT
Objetivos Objetivo General Analizar una prueba PVT para Yacimientos de Gas Condensado
Objetivos Específicos 1. 2. 3. 4.
Describir la metodología de toma de muestras en sistemas de Gas Condensado Enunciar la aplicabilidad de un análisis PVT a un Yacimiento de Gas Condensado Explicar los parámetros que determinan la Representatividad de un Análisis PVT de Gas Condensado Realizar pruebas de consistencia de un Análisis PVT de un Gas Condensado por medio de correlaciones matemáticas y el simulador SPIYAC
Comportamiento de Fases Los Hidrocarburos comprenden una variedad de componentes que abarcan desde el metano hasta los compuestos de carbono de cadena muy larga y moléculas complejas tales como los asfaltenos y las parafinas.
Yacimientos de Gas Condensado El contenido de C1 ≥ 60% y C7+≤ 12.5%
RGC >3200 PCN/BN 40 - 60 º API La Tyac esta entre la Tc y la Tcdt
Comportamiento Retrogrado de Mezclas de Hidrocarburos Los Diagramas PresiónTemperatura (P-T) son la mejor forma de observar los cambios de fase de las mezclas de Hidrocarburos
A C B P T
* Puntos de Burbujeo * Puntos de Rocío * Punto Critico * Líneas de Isocalidad (100-0%) * Tcdt, Pcdb
D
Comportamiento Retrogrado de Mezclas de Hidrocarburos Condensación Retrograda CAUSA: Fuerzas que actúan sobre las moléculas de diferentes tamaños y depende del balance de esas fuerzas. Cuando la Pyac
Condensación Retrograda El efecto daňino de permitir la Condensación Retrograda tiene el agravante de lo que se deposita son las fracciones mas pesadas, por lo que no solo se pierde la parte de mayor valor en el Yacimiento, sino que el fluido que se continua extrayendo se empobrece en tales fracciones.
Diagrama de fases tipico de un Yacimiento de Gas Retrogrado
Procesos de Separación gas-liquido en el Yacimiento y Superficie Separación Diferencial La composición global del sistema varia durante el proceso La presión disminuye gradualmente Las fases en equilibrio están separadas En el Yacimiento se da la separación Diferencial
Gas Condensado original
P1 > Pr
P2 < Pr
Gas Remanente
Condensado Retrógrado Hg
Hg
Procesos de Separación gas-liquido en el Yacimiento y Superficie Separación Flash La presión es reducida rápidamente Las fases en equilibrio permanecen en contacto La composición y la masa global no son alteradas Se condensa mas liquido que en la Diferencial
P1 > Pr
P2 < Pr
Condensado Retrógrado Hg
Hg
P-8
Análisis PVT
Es un conjunto de pruebas de laboratorio que se le hacen a una muestra representativa del yacimiento simulando en el laboratorio el agotamiento de presión. Se mide volúmenes de gas y líquido en cada declinación de Presión Las Pruebas de laboratorio para obtener el comportamiento PVT simulan las separaciones Gas-Liquido
Recomendaciones sobre la Escogencia del Pozo de Prueba Debe tener un alto índice de productividad. Debe ser un pozo nuevo. Se debe evitar el muestreo de pozos con daño No debe producir agua libre. La RGC y la ºAPI del condensado deben ser representativas de varios pozos. El pozo debe estar estabilizado.
Distribución de Presión alrededor de Pozos con Daño (Pwf1) y sin Daño (Pwf2)
Pyac
N O I S E R P
Pwf2
Pwf2>Proc Proc
Pwf1
Radio de la zona dañada Radio del anillo de Condensación Retrograda Pwf1
Radio de Drenaje
Preparación del Pozo para el Muestreo
Acondicionamiento:
Tasas muy bajas Pequeñas caídas de presión Se debe medir:
P y T en el cabezal y Separador Tasa de Producción (liq-gas) en el separador T y Pwf durante o después del acondicionamiento
Preparación del Pozo de Prueba para el Muestreo El factor mas importante para un buen muestreo es la Estabilización Pyac
q2 Pwf2
Pyac = Proc
q2 Presión de Cabezal y Presión de Fondo estables y Liquido estables q1 Tasas de Producción de GasPwf2 q1 Proc
Pwf1
Radio Drenaje YACIMIENTO SUBSATURADO
Pwf1
Radio de Drenaje
YACIMIENTO SATURADO
Preparación del Pozo de Prueba para el Muestreo CORELAB
MOSES
1. Una vez seleccionado el
pozo para la muestra se debe asegurar que el fluido que produzca sea monofásico.
•
2. La tasa de producción y la
RGC deben presentar condiciones estabilizadas durante al menos 12 horas y estas deben ser registradas.
•
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
3. Si existe producción de • Tomar las muestras.
agua, se debe corregir por gradiente de presión, para ubicar el nivel de agua y gas presente.
INTEVEP
1. Producir
el pozo a una tasa alta hasta que RGC sea estable.
2. 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. 3. Evaluar
si la diferencia de presión es mínima, si esto ocurre se formará menor cantidad de líquido retrógrado en el pozo.
Consideraciones para el Muestreo de Fluidos Y Análisis PVT 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 escoge el Tipo de Muestreo dependiendo de la condición de presión existente. 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 estimular estos antes del muestreo.
¿ 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 : Si la muestra se toma cuando P (yac) < Proc se dan dos casos :
a) Si el condensado retrogrado es inmóvil
Proc = Pyac (actual)
b) Si el condensado retrógrado ha alcanzado movilidad Proc > Pyac (actual)
> Pyac (original)
Métodos de Muestreo
Periodo de Muestreo Plan de Acondicionamiento del Pozo y Programa de Pruebas (810 días) Historia de Producción Mecánica de Flujo
Números de Muestras Depende de la extensión del yacimiento y de la economía de la empresa
Tipos de Muestreo
• Muestras De Superficie (Separador) Bomba de vacío
• Muestras de Cabezal
Muestra de Gas
Separador de Alta Presión
• Muestras de Fondo Separador de Alta Presión
Desague Muestra de Líquido Bomba de vacío Hg
Muestras de Superficie 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. • Menor costo y riesgo que el de fondo. • La muestra no se contamina con fluidos acumulados en el pozo. • 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 cali brado. • 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 si se tiene separación gas-líquido deficiente. • Pequeños errores de medición de tasas de flujo y recombinación generan muestras no
Muestras de Cabezal Ventajas • Es un procedimiento rápido y de bajo costo • No requiere de medición de las tasas de flujo
Desventajas • No se debe usar si Pcab < Proc • Es difícil tomar una muestra representativa por la agitación de los fluidos
que ocurre durante el muestreo
Muestras de Cabezal 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
Pruebas PVT de Laboratorio • La presión del punto de rocío de la mayoría de los sistemas de
Gas Condensado vs. Petróleo
condensado no puede ser detectada por un cambio brusco en la relación presión-volumen del sistema • La fase liquida 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. 1. Recombinación 2. Composición 3. Prueba CCE (Constant Composition Expansion) 4. Prueba CVD (Depleción a Volumen Constante) 5. Prueba de Separador
Celda PVT con ventana de vidrio
Pruebas CCE y CVD
Prueba CCE
Prueba CVD
Información obtenida de las pruebas PVT • Análisis composicional de los fluidos separados y del yacimiento incluyendo peso
molecular y densidad de los heptanos y componentes mas pesados. • Variación del porcentaje de condensado retrogrado con presión • Factores de compresibilidad del gas producido y de la mezcla remanente en la celda • Factores volumétricos del gas condensado • Comportamiento isotérmico presión-volumen (P-V) a temperatura constante del yacimiento. • Determinación del punto de rocío • Agotamiento isovolumetrico e isotérmico de presión del fluido de yacimiento incluyendo el
análisis composicional del gas producido a varias presiones de agotamiento • Determinación del GPM (riqueza, gals.liq/MPCN de gas) del gas producido a las presiones
de agotamiento • Optimización de presiones de separación instantánea gas-liquido de pruebas de
Aplicaciones de las pruebas PVT
• Estudio de balance de materiales composicional para estimar reservas • 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. • Simulación composicional de yacimientos
Validación de las Pruebas PVT L a 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.
Representatividad de las muestras Tyac = Tlab RGClab = RGCinc La prueba de separación instantánea debe mostrar punto de rocio, si muestra punto de burbujeo el yacimiento es de petróleo volátil o la muestra estaba contaminada con liquido
Pozo estabilizado Psep y Tsep constantes durante la toma de las muestras Pyac
Consistencia de los resultados Recombinación matemática Balance molar Criterio de hoffman ( separador y prueba CVD )
Recombinación Matemática : En esta prueba se recombina matemáticamente por medio de un balance molar de gas y liquido tomadas en el separador a una presión P y T
Ng Yi
Ngc
P
Zi
T
ql BN/d
Nl Xi
Tanque
Separador
Pozo
Arreglo de Separador y Tanque de Prueba
Partiendo de la Figura se tiene: a-) Balance molar por fase:
Ngc Ng Nl Ng
RGCsep
379 .4
Nl lsep Ml 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
b-) Balance molar por componente
Zi * Ngc Ng * Yi Nl * Xi Sustituyendo los parámetros Ng, Nl, y Ngc por las ecuaciones de balance molar Y despejando Zi nos queda :
Zi
Yi * RGC sep 379.4 Xi * lsep Ml RGC sep 379.4 lsep Ml
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 :
RGC sep PCN Blsep
RGCPCN BN BlBlsep BN
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 u otras corelaciones.
. Luego de determinar los Zical por la ec descrita anteriormente, se comparan con los valores experimentales (Ziexp) y se debe cumplir:
Zc1exp e Zc1calc Metano:
C7+ :
Zc1 exp
x100 2%
Zc7 exp Zc7 calc Zc7 exp
x100 5%
1
Validación De Datos Pvt Para Sistemas De Gas Condensado Del Campo Aguasay-3 Pozo Amg-10.
Recombinación matemática Componentes H2S CO2 N2 C1 C2 C3 i-C4 n-C4 i-C5 n-C5 C6 C7+
Tabla Nº 1. - Composición de la Mezcla Yi (Fracc)
Xi (Fracc)
0
0
0,0969
0,0256
0,0006
0,0002
0,6783
0,0766
0,1317
0,0785
0,0679
0,1270
0,0090
0,0373
0,0108
0,0624
0,0020
0,0279
0,0014
0,0282
0,0007
0,0403
0,0007
0,4960
Tabla Nº 2. Condiciones del separador. Tsep, ºF
66
Psep, Lpca
464.7
c7+, Adim.
0,8129
RGC sep, PCN/Blsep
3852
Mlc7+, Lbm/Lb-mol
171
Una vez verificado que la composición de la mezcla estaba normalizada, se procedió a la búsqueda de información de las propiedades físicas de los componentes del gas natural (Tabla Nº 3).
Tabla Nº 3 – Propiedades Físicas de los Componentes del gas natural Componentes
Mi (Lb/Lbmol)
li (gr/cc)
Tci (R)
Pci (lpca)
i (Lb/pcn)
H2S
34,08
0
0
672,70
1306
CO2
44,01
0,8172
50,99328
547,9
1071
N2
28,0134
0,8086
50,45664
227,6
493
C1
16,043
0,2997
18,70128
343,37
667,8
C2
30,07
0,3562
22,22688
550,09
707,8
C3
44,097
0,507
31,6368
666,01
616,3
i-C4
58,123
0,5629
35,12496
734,98
529,1
n-C4
58,123
0,584
36,4416
765,65
550,7
i-C5
72,15
0,6244
38,96256
829,1
490,4
n-C5
72,15
0,6311
39,38064
845,7
488,6
C6
84
0,685
42,744
913,7
436,9
C7+
171
0,8125
50,7
1185.63
315.6676
Determinación del peso molecular del líquido, la ecuación que se utilizó fue: Mi * Xi
ML
sep
Muestra de cálculo: Mc1*Xc1 = 16,043*0,0766 = 1,2289 lb/lbmol Este procedimiento se realizó para todos los componentes que conforman la mezcla y se presentan en la Tabla Nª 4 Tabla Nº 4 – Cálculo de la Densidad del Liquido
li
Componentes
Xi
Mi
Mi.Xi
H2S
0,00
0
34.080
0
0
CO2
0,0256
50,99328
44,01
1,1267
0,0221
N2
0,0002
50,45664
28,0134
0,0056
0,0001
C1
0,0766
18,70128
16,043
1,2289
0,0657
C2
0,0785
22,22688
30,07
2,3605
0,1062
li (lb/ pcn)
Mi.Xi/
li
C3
0,1270
31,6368
44,097
5,6003
0,1770
i-C4
0,0373
35,12496
58,123
2,1680
0,0617
n-C4
0,0624
36,4416
58,123
3,6269
0,0995
i-C5
0,0279
38,96256
72,15
2,0130
0,0517
n-C5
0,0282
39,38064
72,15
2,0346
0,0517
C6
0,0403
42,744
84
3,3852
0,0792
C7+
0,4960
50,7
171
84,8160
1,6729
108,366
2,3878
Total
Con los resultados totales obtenidos en las últimas dos columnas de la Tabla Nº 3 se determinó la densidad del líquido:
MiXi lcn MiXi li
lb lbmol
108 ,366 lcn
2,3878
pie
3
lbmol
lcn
45,3828 lb / pcn
La densidad del líquido se ve afectada por parámetros como son la presión y la temperatura, por esta razón se debe corregir la densidad del líquido obtenida, las ecuaciones que permiten esta corrección son:
P 0.167 16 .181 *10
0, 0425*45, 3828
0.299 263 * 10
*
0 , 0603*45 , 3828
*
464 ,7 1000
464,7 1000
* 0,01 2
P 0,1598 Lb / pcn 0.0133 152.4 * 45,3828 0,16452.45 8.1*10 6 0.0622*10 0.0764*45,382840,1645 * T 66 60 66 60
T 0,1569 Lb / pcn
• La densidad se corrige ecuación:
l i @
aplicando la siguiente
lcn p t
PyTsep 45,3828 0,1645 0,1688
= 45,9499 (Lb/pcm) i @ PyTsep
i @ PyTsep
258.0729 (Lb/bl)
Para hallar la composición del gas se evaluaron los valores de Y i y X i por medio de la siguiente ecuación: Se realizó una muestra de cálculo para el Metano (C1) RGC
* Yi
Zi )cal 379.4 RGC 379.4
l
Ml l
3582 PCN / BN * Xi
Z C 1
Ml
Entonces el valor de Z calculado es 0,56398
* 0,6783
258 .0729 Lb / bl
379 .4 108 ,366 Lb / Lbmol 3852 PCN / BN 258 .0729 Lb / bl
379 .4 Zc1=
108 ,366 Lb / Lbmol
* 0,0766
De igual manera se calcula el Z para cada componente de la mezcla, los resultados se muestran en la Tabla Nº 5 Tabla Nº 5 Porcentaje de error entre Zexp. Y Zcalc. Componentes
Z exp.
Zcalc.
%E
H2S
0,0000
0,0000
-------
CO2
0,0835
0,08335
0,1758761
N2
0,0005
0,00052
4,80016095
C1
0,565
0,56398
0,1808477
C2
0,1217
0,12159
0,08865487
C3
0,0790
0,07913
0,16314063
i-C4
0,0143
0,01438
0,5380634
n-C4
0,0205
0,02060
0,0367
i-C5
0, 0069
0,00692
0,3975
n-C5
0, 0064
0,00649
0,6545
C6
0,0082
0,00822
0,29171137
C7+
0,0940
0,09481
0,85745058
Finalmente se calculan los porcentajes de error para cada componente y en especial para el C1 y C7+ respectivamente como sigue:
% Ec1
% EC 1
Zi) exp Zi)cal Zi) exp
0,565 0,56398 0,565
*100
% Ec1 0,18084 *100
2 5
De los resultados obtenidos y que se muestran en la Tabla Nº 4 se puede apreciar que el porcentaje de error es bajo, el de C1 (0,1808477%) y el de C7+( 0,85745058%)lo que indica que los calculos realizados cumplen con lo exigido por la prueba de recombinación matemática prestando especial atención al ZC1 Y ZC7+, y hasta el momento la muestra resulta consistente .
Balance molar Datos necesarios Presión de rocío, Lpca
5265.7
T, ºR
773.6
R, Lpca.pie3/lbmol.ºR Volumen de la Celda, PCN
10,73 1
Datos tomados del PVT
Presión (Lpca)
DV (pc)
Zgc
VL (pc)
5265,7
0
1,035
0,0002
4514,7
0,06981
0,953
0,068
3714,7
0,12069
0,899
0,1462
2914,7
0,14368
0,877
0,1807
2114,7
0,15997
0,886
0,1857
1314,7
0,1729
0,922
0,1756
Masa de gas condensado inicial Nt
Pr oc *Vs
Nt
R * Z *T
5265 ,7 *1 10,73 *1,035 * 773 .6
Nt 0,61259lbmol
Masa de gas condensado en la celda Ngca5265.7lpca
Ngc4514.7 lpca
5265 ,7 * (1 0,0002 ) 10,73 *1,035 * 773 .6
4514 ,7 * (1 0,068 ) 10 ,73 * 0,953 * 774
Ngc5265.7lpca 0,6127915 Lbmol Ngc4514.7lpca 0,5319 Lbmol
Masa de gas condensado retirado de la celda Ngc 4514.7
4514 ,7 * 0,06981 10 ,73 * 0,953 * 774
Ngc4514.7 lpca 0,0428 Lbmol
Moles en fase líquida en la celda X C 1( 4514.7lpca)
0,6109 * 0 (0 * 0) 0,53117 * 0,5763 0,5288 * 0,5763 ) 0 04232
0,3933
Presión (lpca)
V (pcn)
Zgc
VL (pcn)
Ngc (Lbmol)
Ngc (Lbmol)
NLi(Lbmol)
5265,7
0
1,035
0,0002
0
0,6128
0
4514,7
0,06981
0,953
0,068
0,0428
0,5319
0,0382
3714,7
0,12069
0,899
0,1462
0,0739
0,4250
0,0711
2914,7
0,14368
0,877
0,1807
0,0881
0,3280
0,0801
2114,7
0,15997
0,886
0,1857
0,0980
0,2341
0,0759
1314,7
0,1729
0,922
0,1756
0,1059
0,1417
0,0686
714,7
0,13689
0,961
0,162
0,0838
0,0751
0,0451
P(Lpcm)
5265.7
4514.7
3714.7
Componentes
Xi
Yi
Xi
Yi
Xi
Yi
H2S
0
0
0,00000
0
0,00000
0
CO2
0
0,0835
N2
0
0,0005
C1
0
0,565
C2
0
0,1217
C3
0
0,079
i-C4
0
0,0143
n-C4
0
0,0205
i-C5
0
0,0069
n-C5
0
0,0064
C6
0
0,0082
C7+
0
0,094
SUM
1
0,0486 0,0005 0,3933 0,1018 0,0878 0,0203 0,0310 0,0069 0,0124 0,0232 0,2711 1,00
0,0858 0,0005 0,5763 0,123 0,0784 0,0139 0,0198 0,0069 0,006 0,0072 0,0822 1
0,0555955 0,0005 0,3362427 0,1020733 0,0884344 0,018728 0,0292962 0,0089942 0,0122242 0,0206663 0,3272452
1,00000
0,0873 0,0005 0,5968 0,1244 0,0777 0,0137 0,0193 0,0066 0,0056 0,0065 0,0616 1
P(Lpca)
2914.7
2114.7
1314.7
Component
Xi
Yi
Xi
Yi
Xi
Yi
H2S
0
0
0,00000
0
0
0
CO2
0,0500
N2
0,0000
C1
0,2896
C2
0,0965
C3
0,0861
i-C4
0,0187
n-C4
0,0297
i-C5
0,0098
n-C5
0,0125
C6
0,0217
C7+
0,3837
S
1,00000
0,089 0,0006 0,611 0,1259 0,0779 0,0136 0,019 0,0064 0,0054 0,006 0,0452 1
0,0457 -0,0001 0,2436 0,0879 0,0831 0,0194 0,0308 0,0104 0,0134 0,0235 0,4408 1,00011
0,0895 0,0006 0,6175 0,1275 0,0787 0,0135 0,0189 0,0063 0,0053 0,0058 0,0364 1
0,0411 0,0002 0,2132 0,0777 0,0758 0,0186 0,0299 0,0098 0,0135 0,0243 0,4942 1,00009
0,0895 0,0005 0,6148 0,1292 0,0809 0,0139 0,0195 0,0066 0,0055 0,0061 0,0335 1
P(Lpca) Componentes
714.7 Xi
Yi
H2S
0
0
CO2
0,0186
N2
0,0186
C1
0,0186
C2
0,0186
C3
0,0186
i-C4
0,0186
n-C4
0,0186
i-C5
0,0186
n-C5
0,0186
C6
0,0186
C7+
0,0186
SUM
1,00009
0,0882 0,0005 0,5938 0,1307 0,0862 0,0156 0,0223 0,0079 0,0068 0,0081 0,0399 1
Comp. Ki
P1 (5265,7)
P2 (4514,7)
P3 (3714,7)
P4 (2914,7)
P5 (2114,7)
P6 (1314,7)
P7 (714,7)
H2S
--
--
--
--
--
--
--
CO2
--
1,7637
1,5781
1,7784
1,9575
2,1802
4,2884
N2
--
1,0032
1,0017
-29,2204
-11,0061
2,1956
5,8234
C1
--
1,4654
1,7859
2,1097
2,5352
2,8840
7,3484
C2
--
1,2087
1,2224
1,3047
1,4508
1,6635
2,8838
C3
--
0,8933
0,8795
0,9046
0,9474
1,0675
1,6048
i-C4
--
0,6858
0,7317
0,7279
0,6958
0,7464
1,0500
n-C4
--
0,6395
0,6586
0,6387
0,6141
0,6515
0,8881
i-C5
--
1,0032
0,7340
0,6554
0,6065
0,6757
1,1867
n-C5
--
0,4841
0,4575
0,4306
0,3964
0,4066
0,5252
C6
--
0,3102
0,3138
0,2761
0,2472
0,2511
0,3063
0,3032
0,1877
0,1178
0,0826
0,0678
0,0561
C
Criterio de Hoffman al CVD
bi =
Log ( Pci) Log (14,7) 1 1 Tbi
bC 1
Tci
log(667 ,8) log(14 ,7) 806 ,03902 1 1 201,27 R 343 ,370 R
Factor de caracterización de cada componente 1 1 F(bi) = bi* Tbi T
F (bi)c1(4514.7lpca) = 806,0390 R *
1 1 2,9633 201,27 R 774 R
Constante de equilibrio Ki
Yi
Y i
Xi
X i
0,5763 0,406
1,4181
Comp
bi
Fi
4514,7 Log(Ki*P)
3714,7 Log(Ki*P)
2914,7 Log(Ki*P)
---
----
---
---
---
CO2
1819
-22,37827
3,890131528
3,765898406
3,714417222
N2
555
-4,444805
3,654628897
3,569923746
3,752231458
C1
805
-8,191995
3,813373543
3,819099682
3,788793438
C2
1412
-17,14093
3,732958615
3,655832144
3,579632575
C3
1799
-22,93306
3,605605341
3,513723599
3,420313758
i-C4
2037
-26,5388
3,493459315
3,434152027
3,325822632
n-C4
2153
-28,23628
3,463729563
3,388669909
3,269011641
i-C5
2368
-31,50978
3,654628897
3,435502886
3,280210633
n-C5
2480
-33,12333
3,344793209
3,230891233
3,09766104
C6
2780
-37,60823
3,153750738
3,067575216
2,904644338
C7+
4389,96
-68,04423
3,1438835
2,844631154
2,534503101
H2S
Comp
2114,7 Log(Ki*P)
1314,7 Log(Ki*P)
714,7 Log(Ki*P)
---
---
---
CO2
3,61693072
3,51000548
3,48319645
N2
3,66525899
3,5137656
3,6096723
C1
3,72967602
3,66689211
3,72326366
C2
3,48649175
3,36828601
3,3077353
C3
3,30105542
3,14922213
3,05161803
i-C4
3,16684013
2,98027367
2,86742997
n-C4
3,11253999
2,91729853
2,79515643
i-C5
3,10708949
2,93411781
2,91572573
n-C5
2,92226628
2,70253861
2,56824854
C6
2,71702256
2,48698617
2,33584339
C7+
2,24073581
1,91107488
1,60331164
H2 S
Gráfico de Hoffman al CVD Log (Ki*P) vs. Fi 4,2 4 3,8 3,6 3,4 3,2 3 2,8 2,6 2,4 2,2 2 1,8 1,6 1,4 1,2 1 0,8 0,6 0,4 0,2 0
) P * i K ( g o L
-1,5
-1
-0,5
0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
Fi Serie1
Serie2
Serie3
Serie4
Serie5
Serie6
Serie7
0
3,5
Criterio de Hoffman al separador Comp
Ki
bi
Log(ki*P)
bi((1/Tbi)-(1/T))
---
----
---
----
CO2
3,78515625
1819
3,245256484
-22,37827
N2
3
555
3,144293927
-4,444805
C1
8,85509138
805
3,61436572
-8,191995
C2
1,67770701
1412
2,891888791
-17,14093
C3
0,53464567
1799
2,395238726
-22,93306
i-C4
0,24128686
2037
2,04970635
-26,5388
n-C4
0,17307692
2153
1,905411838
-28,23628
i-C5
0,07168459
2368
1,522598465
-31,50978
n-C5
0,04964539
2480
1,3630516
-33,12333
C6
0,01736973
2780
0,906965666
-37,60823
C7+
0,00141129
4389,96
-0,183210964
-68,04423
H2 S
Gráfico de Hoffman al separador
Validación por Spiyac Recombinacion Matematica Datos Suministrados
Resultados de la Recombinación Matemática
Los resultados demuestran la consistencia del Análisis PVT del Campo Aguasay3 Pozo AMG-10, pues el %C1≤ 2% y el %C7+ ≤ 5% tal como lo exige el método
Equipos utilizados en laboratorio para pruebas PVT Liberación instantánea
Celda PVT libre de mercurio y Equipo para análisis PVT donde se indica el arreglo con el Gasómetro
Celda PVT
Cilindro Gasómetro
Prueba de Expansión a composición constante.
Celda PVT libre de mercurio Usada para la Prueba CCE
Prueba de Depleción a Volumen Constante
Celda PVT de mercurio
Tecnologías basadas en los estudios de análisis PVT Herramienta MDT
Herramienta CHDT
PVT Express
Celda PVT
Viscosímetro
Desintrómetro Digital
Equipo Usado en el Sistema PVT Express
Conclusiones Un análisis PVT consiste en simular correctamente en el laboratorio el agotamiento de presión (depleción) de un yacimiento volumétrico e isotérmico. El análisis PVT de laboratorio refleja el comportamiento de los fluidos de un yacimiento Volumétrico e Isotérmico. Un buen acondicionamiento del pozo garantiza en gran parte la representatividad de la muestra. De acuerdo al volumen y/o heterogeneidad del yacimiento depende el número de muestras a evaluar. Para la validación de las pruebas PVT es necesario el uso de procedimientos matemáticos que permitan su recombinación y ecuaciones de estado que modelen el comportamiento de ese fluido durante las etapas de depleción isotérmica.
Recomendaciones Tomar siempre las muestras a presiones de yacimiento por encima de la presión de rocío para de esta manera asegurar que el fluido sea monofásico. Cumplir con todos los requisitos a la hora de escoger el pozo ya que de esto dependerá en gran parte que la muestra sea representativa del yacimiento. La predicción de las propiedades de los fluidos y simulación composicional de los yacimientos debe incluir estudios de sensibilidad para evaluar los posibles efectos de los errores de campo
Tomar la muestra los primeros días de producción del yacimiento, ya que la presión se encuentra por encima de la presión de rocío.
Verificar que la muestra no esté contaminada. Cerciorarse de que el Análisis de PVT este validado adecuadamente y que se cuente con la mayor cantidad de datos posibles para obtener resultados confiables.
