SIMULACION NUMERICA DE YACIMIENTOS ESCUELA DE INGENIERIA DE PETROLEOS UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER PRIMER SEMESTRE ACADEMICO DE 2012! TALLER No5_ PROPIEDADES PVT DE LOS FLUIDOS 1. OBJETIVOS ! Identificar los 5 tipos e fluidos a partir de datos de producción y datos de laboratorio. ! Recomendar las pruebas de laboratorio necesarias para caracterizar cada uno de los 5 tipos de fluidos hidrocarburos ! Ajustar los datos de una prueba diferencial a prueba de separadores. ! Generar un PVT sintético a partir de correlaciones empíricas ! Reconocer la Consistencia de un PVT y la Normalización de datos PVT. 2. MARCO TEORICO 2.1 PVT Los cinco tipos de fluidos que se pueden encontrar en un yacimiento de hidrocarburos son cinco (5), estos son Petróleo Negro, Petróleo Volátil, Gas Condensado, Gas Húmedo y Gas Seco. Cada tipo de fluido presenta un diagrama de fases típico. En un diagrama de fases represente cada uno de los 5 tipos de fluidos hidrocarburos, y explique qué sucede tanto en yacimiento como en superficie a medida que la presión del yacimiento se depleta por la producción de los fluidos. Los cinco tipos de fluidos se pueden caracterizar en forma general a partir de los datos de producción y alguna información preliminar de las pruebas de laboratorio. William MacCain (1994) mostro unos rangos bajo los cuales se puede identificar un fluido de yacimiento con base en las mediciones del GOR, API, Color y composición de la fracción C7+. Completar la Tabla No 1 para obtener una guía rápida para la identificación del tipo de fluido de un yacimiento de hidrocarburos. Caracterice, a partir de los resultados de composición y producción, los 5 tipos de fluidos de hidrocarburos que se muestran en la Tabla No 2.
2.2 MUESTREO Para realizar una prueba PVT se requiere conocer en qué estado de presión se encuentra el fluido en el yacimiento. Si la presión del fluido en el yacimiento está por encima del punto de burbuja se dice que es un Yacimiento de Petróleo Subsaturado y solo existe una fase de hidrocarburos en el yacimiento; si por el contrario la presión esta igual o por debajo del punto de burbuja, se dice que es un Yacimiento de Petróleo Saturado, en el cual si la presión está por debajo del punto de burbuja existe una capa de gas inicial en el yacimiento, es decir existen dos fases de hidrocarburos. Si existe una sola fase de hidrocarburos en el yacimiento se puede hacer una toma de muestras en superficie ( gas de separador y petróleo de separadores) y realizar una recombinación de los fluidos al GOR medido en superficie, si por el contrario esta a una presión igual o por debajo del punto de burbuja, se recomienda una prueba de fondo, la cual debe tomar una muestra de fluido en la zona donde exista la fase de petróleo, lo más alejado del contacto gas-petróleo. Investigar por las ventajas y desventajas de cada uno de los métodos de muestreo: en superficie y en fondo. 2.3 PRUEBAS DE LABORATORIO Existen siete (7) pruebas de laboratorio para caracterizar los cinco tipos de fluidos que se pueden encontrar en un yacimiento de hidrocarburos, algunas son necesarias o otras no, depende del tipo de fluido. Las pruebas son las siguientes: -
Expansión a composición constante Depleción a volumen constante Liberación diferencial Separadores Viscosidad Composición Hinchamiento
Investigar por cada una está pruebas y completar la información del cuadro No.3, en la cual se solicitada una breve descripción de la prueba, para que tipo de fluido es realizada y que información es obtenida de la prueba PVT.
2.4 AJUSTE LIBERACION DIFERENCIAL A PRUEBAS DE SEPARADOR Moses (1986) SPE 15835 La depleción y producción de un yacimiento consiste en dos procesos separados, o una combinación de ellos: la liberación diferencial del gas y la liberación Flash de gas. La liberación diferencial se define como un proceso por el cual el gas es removido del petróleo, ya que se libera de la solución. En contraste, en una liberación flash de gas, todo el gas permanece en contacto con todo el petróleo hasta que el equilibrio entre las dos fases se ha alcanzado. Muchas Personas creen que el proceso de liberación diferencial es el que más cercanamente representa el proceso que se produce en un yacimiento de petróleo. En realidad, los procesos en el yacimiento son una combinación de la prueba diferencial y flash. Inmediatamente por debajo del punto de burbuja, mientras existe poca o ninguna permeabilidad a la fase gas, el proceso es principalmente un proceso flash. Una vez que en el yacimiento el gas alcanza la saturación crítica, el gas comienza a fluir y es removido del yacimiento. Esta es una liberación diferencial de gas. Sin embargo, gran parte del gas permanece en el yacimiento a medida que la presión en el yacimiento cae. Esta es una liberación flash de gas. Así el proceso en el yacimiento comienza como un proceso flash y pronto se convierte en una combinación de flash y liberación diferencial. Como la presión sigue disminuyendo, cada vez hay más flujo de gas, con lo que el proceso se acerca más a un proceso de liberación diferencial. Una vez que el petróleo y el gas entran en el tubing, fluyen juntos hasta que alcanzan las condiciones del separador. En el separador son llevados a equilibrio, y el gas y el petróleo son separados. Esta es una separación flash (liberación instantánea o rápida). El proceso en el yacimiento es simulado en el laboratorio por la liberación diferencial. La prueba se refiere a veces como una vaporización diferencial. La liberación flash es simulada en el laboratorio con la prueba de separadores. Se necesita un matrimonio entre la vaporización diferencial y la prueba de separadores para preparar los datos del fluido en el yacimiento para los cálculos de ingeniería En el laboratorio la liberación diferencial consiste en una serie - usualmente 10 a 15 - de liberaciones flash. Una serie infinita de liberaciones flash es el equivalente a un verdadero proceso de liberación diferencial. En cada nivel de presión, el gas se desprende y se mide. El volumen de petróleo que queda se mide también en cada agotamiento de presión. Este proceso se continúa hasta alcanzar la presión atmosférica. El petróleo que queda a la presión atmosférica se mide y
posteriormente se lleva a temperatura de 60 F. Este volumen final de petróleo es denominado petróleo residual o petróleo muerto, muerto porque ha liberado y se ha removido todo el gas que puede contener en solución a condiciones atmosféricas de presión y temperatura. Las siguientes son las ecuaciones para ajustar el factor volumétrico del petróleo y el gas en solución para cálculo ingenieriles:
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NOMENCLATURA
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Factor volumétrico ajustado
RB/STB
Factor volumétrico prueba diferencial
RB/STB
Factor volumétrico prueba flash en el punto de burbuja
RB/STB
Factor volumétrico prueba diferencial en el punto de burbuja
RB/STB
Solubilidad del gas en el petróleo ajustada
SCF/STB
Solubilidad del gas en el petróleo prueba flash en el punto de burbuja
SCF/STB
Solubilidad del gas en el petróleo prueba diferencial en el punto de SCF/STB burbuja
Muhammad (2001) SPE 68234 Los procesos que ocurren en el yacimiento no pueden ser representados en su totalidad ni por una prueba flash ni por una prueba de liberación diferencial. Entonces, independiente del procedimiento de la prueba, se requiere realizar algunos ajustes para que los datos se aproximen al comportamiento del real del fluido bajo los procesos de producción en el yacimiento. Los métodos convencionales de ajuste por extrapolación conducían a valores negativos del factor volumétrico de formación y al gas en solución a bajas presiones. Lo anterior es debido a que en efecto la aproximación convencional no observa que la densidad relativa del petróleo a condiciones de yacimiento es la misma independiente del proceso.
Muhammad presento un nueva aproximación para ajustar los datos de la prueba de liberación diferencial a los datos de condiciones de separador; la aproximación está basada en que ambas pruebas (flash y liberación) debe dar el mismo resultado de la densidad relativa del petróleo a condiciones de yacimiento. Consulte en qué consiste la metodología propuesta por Muhammed y escriba las ecuaciones correspondientes para ajustar el factor volumétrico de formación y el gas en solución. Los resultados de laboratorio de una prueba diferencial y de separadores se muestran en la Tabla A1 y A2, respectivamente. Cuáles son las condiciones optimas de separación de la prueba de separadores? Ajuste el factor volumétrico de formación y el gas en solución de la prueba diferencial a condiciones de separador usando la metodología convencional y la propuesta Muhammed. Realice un grafico comparativo de los datos sin ajustar y ajustados por ambas metodologías, tanto del factor volumétrico de formación como del gas en solución. Tabla A1. Vaporización Diferencial a 220 F Presión Psig 2620 2350 2100 1850 1600 1350 1100 850 600 350 159 0
Rsd Bod SCF/STB RB/STB 854 1.6 763 1.554 684 1.515 612 1.479 544 1.445 479 1.412 416 1.382 354 1.351 292 1.32 223 1.283 157 1.244 0 1.075
Tabla A2. Prueba de Separadores Presión Temperatura psig F 50 75 0 75 100 0
75 75
200 0
75 75
300 0
75 75
GOR Rsfb 737 41 778 676 92 768 602 178 780 549 246 795
API .@ 60F
Bofb RB/STB
40.5
1.481
40.7
1.474
40.4
1.483
40.1
1.495
2.5 PVT SINTETICO Cuando no existen mediciones de laboratorio (pruebas PVT) para caracterizar un fluido de hidrocarburos, se pueden recurrir a obtener dicho comportamiento PVT usando correlaciones empíricas, previa identificación del tipo de fluido y selección de las correlaciones mas apropiadas, y a partir de información del comportamiento de producción obtener un PVT sintético para el yacimiento. Investigar por correlaciones para obtener las siguientes propiedades PVT: ! Factor volumétrico de formación del petróleo a Presiones mayores que el punto de burbuja ! Factor volumétrico de formación del petróleo a Presiones menores que el punto de burbuja ! Solubilidad del gas en el petróleo ! Viscosidad del petróleo a Presiones mayores que el punto de burbuja ! Viscosidad del petróleo a Presiones menores que el punto de burbuja ! Factor de compresibilidad del gas ! Viscosidad del gas Traer programado en una hoja de cálculo en Excel un método para estimar el factor de compresibilidad del gas (Z) en función de la composición inicial del gas.
En un mismo grafico represente el comportamiento del Factor volumétrico de Formación del Petróleo, la viscosidad y el gas en solución para un yacimiento de petróleo Subsaturado en función de la presión, considerando que en un determinado momento de la explotación caerá a la condición de saturado. Explique el comportamiento de las 3 graficas antes y después de caer por debajo del punto de saturación.
3. APLICACIÓN Siempre y cuando no existan mediciones de propiedades PVT para un yacimiento y se requiere realizar un balance de materia o una simulación numérica de yacimientos se recurren a correlaciones empíricas para obtener un PVT sintético. Programar las ecuaciones en una hoja de Excel para obtener el comportamiento PVT de un yacimiento de hidrocarburos o en su defecto Instalar el software KAPPA. Obtenga un PVT sintético a partir de la siguiente información de un Yacimiento Saturado: Presión Inicial de 2620 psia, Temperatura inicial de 220 F, GOR inicial de 768 SCF/STB y máxima presión de 2620 psia.
! Compare los resultados con los ajustes realizados a la prueba de liberación diferencial a condiciones de separadores del ejercicio del numeral 2.4. ! Repita el cálculo pero ahora coloque una presión máxima de 3000 psia.
! Repita el cálculo pero ahora coloque una presión inicial de 3000 y una presión máxima de 3000 psia. ! Exporte los datos y tabúlelos en una hoja de Excel. ! Saque sus propias conclusiones Buscar la siguiente información de un yacimiento de petróleo negro colombiano o extranjero ! ! ! ! ! ! ! !
PVT o información básica para generar un PVT sintético Presión inicial y temperatura inicial a la profundidad de referencia. Contactos entre fluidos Tope y base de la estructura o espesor de la zona de hidrocarburos Nombre y litología de la formación productora Propiedades petrofísicas promedia, permeabilidad y porosidad Compresibilidad de la formación Curvas de permeabilidades relativas o los end points de las curvas.
P
T Figura No1. Diagrama de Fases Generalizado
Tabla No1: Guía para Determinar el Tipo de Fluido [McCain, 1994] Petróleo Negro Black Oil
Petróleo Volátil Volatile Oil
Gas Condensado Retrograde
Gas Húmedo Wet Gas
GOR Inicial, scf/STB °API Inicial Bo a Punto de Burbuja C7+ mole % Presión de Cambio de Fase Color del Liquido Stock-tank
Variación del Color de un crudo composicional ( Schlumberger)
Gas seco Dry Gas
Tabla No2: Ejemplo de los 5 Tipos de Fluidos Hidrocarburos !
LOS CINCO TIPOS DE FLUIDOS HIDROCARBUROS SEGÚN LA COMPOSICION Componente C1
86.67
87.07
48.83
95.85
64.36
C2
7.77
4.39
2.75
2.67
7.52
C3
2.95
2.29
1.93
0.34
4.74
C4
1.73
1.74
1.60
0.52
4.12
C5
0.88
0.83
1.15
0.08
2.97
0.60
1.59
0.12
1.38
C6 C7 +
-
3.80
42.15
0.42
14.91
Total
100.00
100.00
100.00
100.00
100.00
112
225
157
181
18,200
625
105,000
2000
Stock tank oil gravity, °API
60.800
34.30
54.70
50.10
Color del Líquido
Café Claro
Negro Verdoso
Transparente
Naranja
Mol. wt. C7+ GOR SCF/bbl
Inf.
