FLUIDOS DE YACIMIENTO-SEGUIMIENTO-Punto No. 3
Comportamiento volumétrico y de fases de petróleos negros 3.
A un fluido de yacimiento se le hicieron las tres pruebas PVT básicas. Prueba Flash
V TOTAL (cm3)
PRESION (psia)
73,148
8000
73,72
7100
74,307
6239
74,942
5360
75,381
4785
76,109
3898
76,728
3188
77,629
2225
78,021
1821
80,896
1376
82,143
1327
83,889
1265
86,937
1173
101,487
889
116,467
725
132,114
613
151,168
519
170,905
449
Prueba Diferencial.
Presión (psia) 1494 1314 978 670 377 14.7 (295 °F) 14,7(60 °F)
Volumen de petróleo en la celda Vo (cm 3) 78,350 77,261 75,598 73,535 70,669 62,875 57,315
Volumen de gas en la celda Vg (cm 3) 4,858 12,758 17,949 34,714
VgCE (PCE)
Gravedad específica del gas liberado en la etapa
0,01175 0,02264 0,02156 0,02300 0,03677
0,956 0,987 1,047 1,184 2,550
0,11572 14,7 Gravedad API del petróleo residual (petróleo a condiciones estándar) (API)
22
Prueba de separador para el petróleo en el punto de burbuja Separador P (psia)
Tanque
T (°F)
P (psia)
T (°F)
BoSb
RsSb
BY/BE (RB/STB)
PCE/BE (SCF/STB)
1,272
231
100 94 14,7 60 Gravedad API del petróleo en el tanque a condiciones estándar Gravedad específica del gas del separador Gravedad específica gas del tanque GOR del separador (SCF/STB) GOR del tanque (SCF/STB)
23,4 0,910 1,290 200 31
3.1 Determinar la presión de burbuja a la temperatura del yacimiento por el método gráfico. Tratar de aproximarse lo máximo a los valores experimentales. Graficamos los datos obtenidos de la prueba flash P (psia) vs Volumen total (cm3). Luego tomamos los puntos significativos para las líneas de tendencia e igualamos sus respectivas ecuaciones, es decir, interceptamos las 2 líneas de tendencia, en donde el intercepto seria la presión de Burbuja.
Prueba Flash 9000 8000 7000 ) 6000 a i s p ( 5000 N O I S 4000 E R P
3000 y = -285.72x + 24583 2000 1000
y = -139.76x + 12855
0 0
20
40
60
80
100
VOLUMEN (cm3)
120
140
160
180
Notamos que el punto de Burbuja del petróleo negro obtenido por el método gráfico es psia que está muy cerca de la presión de burbuja de la prueba diferencial psia.
Cálculo de la presión de burbuja mediante la correlación de Petrosky
Por medio de la correlación de Petrosky podemos obtener la Presión de Burbuja , la cual es diferente a la obtenida de la prueba diferencial Debido a que el petróleo negro que consideramos (23.4 ) no es propio de la prueba, tomamos éste para efectos de cálculos.
3.2 Determinar los factores volumétricos para el petróleo subsaturado. Determinar el Bo y el Rs para las diferentes presiones por encima del punto de burbuja. La técnica a seguir es combinando los datos de la prueba flash con los de la prueba del separador para el petróleo en el punto de burbuja.
Py Box (RB/STB)
Pb X
1,187546343
8000
1,196832674
7100
1,206362527
6239
1,216671653
5360
1,223798749
4785
1,235617715
3898
1,245667084
3188
1,260294678
2225
1,266658736
1821
Rsx
X
231
8000
231
7100
231
6239
231
5360
231
4785
231
3898
231
3188
231
2225
231
1821
3.2 Determinar la compresibilidad isotérmica del petróleo subsaturado para los diferentes intervalos de presión. Analizar como varia esta propiedad con la presión. Calcular una compresibilidad promedia para el intervalo entre la presión inicial del yacimiento y la presión de burbuja. Se conoce:
P1
P2
Co
8000
7100
8,65483E-06
7100
6239
9,21141E-06
6239
5360
9,68068E-06
5360
4785
1,01579E-05
4785
3898
1,08357E-05
3898
3188
1,14087E-05
3188
2225
1,21229E-05
2225
1821
1,24677E-05 1,05597E-05
Co promedio
A medida que se disminuye la presión en intervalos la compresibilidad aumenta.
3.4 Determinar para cada etapa (cada presión, incluyendo la de burbuja) de la prueba diferencial los factores volumétricos Bo, Bg, Z, Rs y Bt. Calcular Bo, Rs y Bt a una presión de 670 psia mediante alguna correlación empírica.
Donde
[] ] [ ∑ [ ] ( ) Donde:
;
;
Prueba diferencial Pk
BoDk(BY/BE)
RsDk(PCE/BE)
BgDk(BY/PCE)
Zk
Btk (BY/BE)
1494
1,367006892
320,9975685
0
0
1,367006892
1314
1,34800663
288,4040546
0,002600507
0,160068774
1,432766292
978
1,317892349
225,6025946
0,003544415
0,162381534
1,656011722
670
1,28299747
165,796964
0,005236365
0,164345537
2,095684437
377
1,232993108
101,9968942
0,009493256
0,167652404
3,312022651
Correlaciones: Petrosky and Farshad’s Correlation 144,52445 (PCE/BE)
Rs=
Standing’s Correlation Bo=
1,1201978 (BY/BE)
Marhoun’s Correlation Bt = 1m4475344(BY/BE)
3.5 Determinar los factores volumétricos para las presiones por debajo del punto de burbuja combinando los datos de la prueba diferencial y los de la prueba del separador para el petróleo en el punto de burbuja. Comparar gráficamente los resultados con los obtenidos en el numeral anterior .
Py < Pb
( ) ( ) Prueba combinada
Pk
Bok(BY/BE)
Rsk(PCE/BE)
Bgk(BY/PCE)
Zk
Btk/BY/BE)
1494
1,2720
231
0
0
1,272
1314
1,25432026
200,6717332
0,002600507
0,160068774
1,333189126
978
1,22629892
142,2349707
0,003544415
0,162381534
1,540919013
670
1,19382923
86,58582756
0,005236365
0,164345537
1,950034503
377
1,14730017
27,21985855
0,009493256
0,167652404
3,081837288
Comparación de Bt 3.5 3 2.5 t B
2 1.5
Bt
1
BtDk
0.5 0 0
500
1000
1500
2000
P
Comparación de Bo 1.4000 1.3500 1.3000 o 1.2500 B
Bok
1.2000
BoDk
1.1500 1.1000 0
500
1000
1500
2000
P
Comparación de Rs 350 300 250 s R
200 150
Rsk
100
RsDk
50 0 0
500
1000
P
1500
2000
Observamos que todos los factores volumétricos obtenidos por la combinación de las pruebas son menores que los de la prueba diferencial .
3.6 Graficar en función de presión todos los factores volumétricos de campo (los calculados combinando pruebas) para el intervalo de presión completo (Bo, Rs y Bt). Pk Bo Rs Bt 8000
1,18754634
231
1,18754634
7100
1,19683267
231
1,19683267
6239
1,20636253
231
1,20636253
5360
1,21667165
231
1,21667165
4785
1,22379875
231
1,22379875
3898
1,23561772
231
1,23561772
3188
1,24566708
231
1,24566708
2225
1,26029468
231
1,26029468
1821
1,26665874
231
1,26665874
1494
1,272
231
1,272
1314
1,25432026 200,672589
1,3331809
978
1,22732171 142,237476
1,541909
670
1,19382923 86,5899043 1,94995564
377
1,14730017 27,2256111 3,08163554
1.28 1.26 1.24 1.22 o B
Series1
1.2
Linear (Series1)
1.18 1.16 1.14 0
2000
4000
6000
Presion
8000
10000
300 250 200 s R 150
Series1
100
Linear (Series1)
50 0 0
2000
4000
6000
8000
10000
Presion
3.5 3 2.5 t B
2 Series1
1.5
Linear (Series1)
1 0.5 0 0
2000
4000
6000
8000
10000
Presion
3.7 Calcular la densidad del gas a las diferentes presiones de la prueba diferencial. Hacer un gráfico de densidad contra presión y explicar su comportamiento.
→
densidad del gas a diferentes presiones Pk
ρ gas CE (g/cm3)
masa g (gr)
ρ gas Pk
1494
0
0
1314
0,001168892
0,388916432
0,080056902
978
0,001206795
0,773667064
0,06064172
670
0,001280156
0,781548568
0,043542736
377
0,001447665
0,9428445
0,027160353
0.09 0.08 0.07 s 0.06 a g d 0.05 a d i s 0.04 n e D0.03
Series1 Linear (Series1)
0.02 0.01 0 0
500
1000
1500
Pk
Del grafico podemos ver que la tendencia de que al aumentar la presión la densidad del gas aumenta. 3.8 Calcular la densidad del petróleo para todo el intervalo de presión contemplado en las pruebas. Hacer un gráfico de densidad contra presión y explicar su comportamiento .
∑ ∑ :
:
Los resultados de las diferentes
son mostrados en la siguiente tabla.
densidad del petróleo Pk
masa oil (gr)
1494
55,66907193
0,710517829
1314
55,2801555
0,715498835
978
54,50648843
0,721605725
670
53,72493986
0,730603656
377
52,78209536
0,746891782
ρ
oil Pk
0.75 0.745 0.74 l i 0.735 o d 0.73 a d i s 0.725 n e D 0.72
Series1 Linear (Series1)
0.715 0.71 0.705 0
500
1000
1500
2000
Pk
Del grafico podemos deducir que al bajar la presión la densidad del petróleo aumenta.
3.9 Calcular la compresibilidad isotérmica del petróleo por debajo del punto de burbuja en función de Bo, Rs y Bg. Calcular dicha propiedad para una presión de 978 psia (usar los valores de los factores volumétricos obtenidos por la prueba diferencial). Pk
Cok
1494
-7,31525E-05
1314
0,000302001
978
0,000448565
670
0,000717921
377
0,001420272
3.10 Calcular la viscosidad del petróleo a las siguientes presiones: 670 psia, 1494 psia y 6239 psia.
Pk
Uod
670
2,3016
1494
2,3016
6323
2,3016
x
y
z
0,519 386,667 2,58734
Uob
a
b
Uok
m
a
0,5416
0,5416
0,7299
0,518
0,055
-5,026
0,5416
0,542
0,133
-5,058
0,5416
1,081
0,479
-5,247