yacimientos i
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Análisis pvtfases de aceitecompresibilidadviscosidadRegistros de presión de fondo fluyendo Registros de presión de fondo cerradoTRANSCRIPT
2do Parcial
INGENIERÍA PETROLERA
ASIGNATURA:
YACIMIENTOS I
MATERIAL: ING. JUAN AMADO NAVEDO FLORES
PRESENTA: ING. OSCAR OCHOA HERRERA
La industria petrolera se rige por diversas normas de carácter internacional,
establecidas por instituciones certificadoras, como es la American Petroleum
Institute (API), la cual, entre otras muchas normas, especifica el tipo de aceite por
medio de la siguiente tabla, de acuerdo a la gravedad API que el tipo de aceite
tenga.
Aceite crudo Densidad
( g/cm3)
Densidad
grados API
Extrapesado >1.0 10.0
Pesado 1.0 - 0.92 10.0 - 22.3
Mediano 0.92 - 0.87 22.3 - 31.1
Ligero 0.87 - 0.83 31.1 - 39
Superligero < 0.83 > 39
Para exportación, en México se preparan
tres variedades de petróleo crudo:
Itsmo: Aceite Ligero
°API 33.6
1.3% de azufre en peso.
Maya: Aceite Pesado
°API 22
3.3% de azufre en peso.
Olmeca Aceite Superligero
°API 39.3
0.8% de azufre en peso.
La gravedad API es una medida de que tan pesado o liviano es un tipo de
aceite con respecto al agua. Normalmente la gravedad API se mide con un
instrumento llamado densímetro. La fórmula para obtener la gravedad API es la
siguiente:
Densímetro Balanza
Existen distintos tipos de aceites, clasificados por su gravedad API, sin
embargo también pueden diferenciarse por su color, existiendo una relación directa,
que entre mayor sea el grado API del crudo, más claro será el color de éste.
Extrapesado
Superligero
+ Pesado
- °API
Viscosidad
+ -
La compresibilidad del aceite, o también llamada coeficiente de
compresibilidad isotérmica, en términos generales, es el cambio de volumen de la
fase de aceite con respecto al cambio de presión a temperatura constante, tal como
lo representa la siguiente ecuación:
Si se asume que la compresibilidad (co) es constante, se puede integrar la
ecuación anterior de la siguiente manera:
Entonces:
En términos de la densidad del aceite, la compresibilidad de puede expresar
como sigue:
Si se aplican las consideraciones anteriores para integrar esta ecuación, y para aplicar propiedades
logarítmicas entre un valor de presión dado y la presión de burbuja, queda de la siguiente forma:
Un rango de valores de compresibilidad utilizada
entre diferentes tipos de aceite es el siguiente:
co = 7 – 140x10-5 (kg/cm²)-1
Una muestra de aceite de yacimiento fue puesta en la celda de un laboratorio de fluidos a
5000 psi y 220°F. El volumen de la muestra era de 59.55 cm³. Se redujo la presión a 4000 psi
incrementando el volumen de aceite a 60.37 cm³. Calcule el coeficiente de compresibilidad
isotérmica para este aceite a las condiciones de la celda.
Co = 13.68x10-6 psi-1
La viscosidad, se define como la resistencia que presenta un fluido a fluir. En
el caso de la viscosidad del aceite se representa con el símbolo μo, y su unidad de
medida comúnmente empleada en la industria petrolera es el centipoise (cp).
μob
μoi
El factor volumen de formación del aceite (Bo), es el volumen de aceite con su
gas disuelto ocupado en el yacimiento, entre el volumen unitario a condiciones de
superficie.
En un pozo exploratorio durante las pruebas de producción, se recuperaron 4 muestras de
fluido de fondo, obteniendo líquido con un volumen de 400 cm³ @ c.y.; una vez en superficie se
abrió la muestra para corroborar la existencia de aceite dentro de los muestreros, al abrir la
muestra se recuperó en una celda 173 cm³ de aceite, liberando el gas disuelto en el aceite.
Calcule el factor volumétrico del aceite.
Bo = 2.31 m³/m³
Pb Pi
La relación de gas disuelto en el aceite Rs, es defino como la relación de gas
disuelto en un volumen unitario de un tanque de almacenamiento de aceite a
condiciones de superficie.
Las propiedades de los gases difieren considerablemente de las propiedades
de los líquidos, principalmente porque las moléculas de los gases se encuentran
muy separadas unas de otras que en el caso de los líquidos. Por esta razón, una
variación en la presión tienen mucho más impacto en la densidad de un gas que en
la de un líquido.
Ecuación de Boyle
Ecuación de Charles
Ley de Avogadro “El volumen que ocupa un mol de
cualquier gas ideal a una temperatura
y presión dadas siempre es el mismo”
Partiendo de las ecuaciones anteriores, se obtiene la ecuación de estado para
los gases ideales, la cual queda expresada como sigue:
Considerando la masa y el peso molecular, tenemos:
O también se puede obtener la densidad, despejando:
v = volumen específico
La densidad relativa de un gas ( g), se define como la relación entre la
densidad del gas y la densidad del aire, a la misma presión y temperatura.
Asumiendo que el comportamiento de ambos gases puede representarse por
medio de la ecuación de los gases ideales, la densidad relativa se puede expresar
como:
El comportamiento de muchos gases reales no se desvían demasiado del
comportamiento calculado con la ecuación de los gases ideales. Por lo tanto, la
mejor manera de escribir una ecuación de estado para el comportamiento de los
gases reales, es el agregar un factor de corrección a la ecuación de los gases
ideales. Esto resulta en los siguiente:
El factor de compresibilidad también es conocido como factor de desviación
del gas, supercompresibilidad, o simplemente factor-z. El factor-z es la relación de
el volumen ocupado por un gas real a una presión y temperatura dadas entre el
volumen que el gas ocuparía a la misma presión y temperatura si éste se
comportara como un gas ideal.
Comportamiento típico del factor-z como función de la presión a temperatura
constante.
Para utilizar correctamente las gráficas para determinar el factor-z creadas por
Brown, Standing y Katz, es necesario conocer las presiones y temperatura críticas
y reducidas:
La Ley de los estados correspondientes afirma que todos los gases puros
tienen el mismo factor-z a los mismos valores de presión reducida y temperatura
reducida
La viscosidad de los gases se reduce conforme disminuye la presión. Las
moléculas están simplemente más separadas unas de otras a presiones menores y
se mueven a través de otras más fácilmente.
μgi
μgi @ Pb
Bgi
Bgi @ Pb
El factor volumen de formación del gas (Bg) se define como el volumen de una
masa de gas medido a condiciones de presión y temperatura del yacimiento, entre
el volumen de la misma masa de gas pero medido a condiciones estándar.
Análisis PVT
Un análisis PVT consiste en determinar una serie de propiedades físicas de un
fluido en el yacimiento (aceite y/o gas) que relacionan presión, volumen y
temperatura. Un paso previo a un buen análisis PVT, consiste en la obtención de
una muestra representativa del yacimiento que esté a las condiciones de presión y
temperatura del mismo. En general, el PVT se refiere al conjunto de propiedades
de volumen medidas a una presión y temperatura determinada. Estas propiedades
son Bo, Bg, Bt, Rs, Co, Cg, μo, μg, ρo, γg, etc.
Tipos de Muestreo
Muestreo de Fondo
Muestreo de Superficie
Muestreo de Fondo
Características:
• Permite recuperar muestras de aceite y gas en solución, a la presión y temperatura del
punto de muestreo.
• Barril muestrero para recuperar muestra de fondo (varias dimensiones).
• Cámara de 400 a 700 cm³ (depende de las dimensiones).
• Se puede tomar con U.R.E. o U.L.A., dependiendo si el muestrero es de activación o
programado en tiempo.
• Se requiere mínimo de 3 muestras representativas.
• Es necesario tomar previamente un RPFC o RPFF, según sea el caso, para asegurar
muestra monofásica y sin contaminación de agua.
• En ocasiones está limitado por condiciones de presión y/o temperatura del pozo.
• Existe riesgo por problemas mecánicos.
Muestreo de Fondo
Procedimiento:
• Fluir limpiando pozo hasta obtener fluidos representativos del yacimiento.
• Calibrar pozo por lo menos hasta la profundidad donde se desea recuperar la muestra
de fluido de formación.
• Para el caso de muestreo a pozo cerrado, dejar pozo cerrado un tiempo considerable
hasta observar estabilización de Pws.
• Para el caso de muestreo a pozo fluyendo, dejar pozo fluyendo por estrangulador
pequeño (para asegurar flujo monofásico) y esperar estabilización de Pwf.
• Con U.R.E. o U.L.A., según sea el caso, bajar muestrero a la profundidad deseada y
recuperar muestra de fluidos de yacimiento.
• Sacar muestrero a superficie y recuperar muestras; abrir un muestrero en superficie
para corroborar obtención de muestra representativa del yacimiento.
• Tomar el resto de los muestreros preservados y llevarlos al laboratorio para realizar
análisis PVT.
30"
20"
16"
13 3/8"
9 5/8"
7"
5"
50 m
746 m
2200 m
3500 m
5393 m
6672 m
7260 m
5240 mC-2 de 7"
C-2 5" 6572 m
B.L. 5" 6080 m
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
KOP 3550 mKOP 3550 m
P.T.: 7260 mP.I.: 7219 m
INTERVALO I 7153-7165 m7192-7220 m
Emp. 7": 5404 mExt. Ap.: 5423 m
PROF. TVD GRADIENTE
mD mV psia Kg/cm2 Kg/cm2/m °F °C psia Kg/cm2
0 0 1034.230 72.715 0.0000 78.87 26.040 1184.220 83.261
500 500 1120.440 78.777 0.0121 106.79 41.550 1179.750 82.947
1000 1000 1646.820 115.786 0.0740 123.85 51.030 1166.790 82.035
1500 1499.9 2162.710 152.057 0.0726 141.49 60.830 1156.490 81.311
2000 1999.8 2664.380 187.329 0.0706 161.08 71.710 1121.110 78.824
2500 2499.8 3151.190 221.556 0.0685 179.98 82.211 1146.600 80.616
3000 2988.39 3706.590 260.605 0.0799 196.16 91.200 1138.080 80.017
3550 3501.4 4446.600 312.634 0.1014 212.90 100.500 1148.000 80.714
GRADIENTE DE PRESION POR ESTACIONES CON POZO CERRADO
PRESION TEMPERATURA PRESION EN CABEZA
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
20 30 40 50 60 70 80 90 100 110
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
60 90 120 150 180 210 240 270 300 330
TV
D [m
V]
TEMPERATURA [°C]
TV
D [m
V]
PRESION [Kg/cm2]
GRADIENTE ESTÁTICO POR ESTACIONES
PRESION
TEMPERATURA
POZO CERRADO
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
5000
5500
6000
0 50 100 150 200 250
Pro
f. (
m )
Presión ( Kg./cm2)
Prof. Gradiente
( m ) (psia) (Kg./cm2) (° F ) (° C ) (Kg./cm2/m)
0 128.475 9.033 80.11 24.409 ---------
500 133.592 9.393 128.63 35.751 0.001
1000 139.459 9.805 144.97 45.933 0.001
1500 145.572 10.235 191.21 56.551 0.001
2000 152.455 10.719 221.30 66.823 0.001
2500 159.715 11.229 256.05 76.760 0.001
3000 166.666 11.718 287.97 88.345 0.001
3500 173.072 12.168 293.26 99.168 0.001
4000 383.681 26.976 298.34 110.941 0.030
4500 1138.112 80.019 300.34 121.085 0.106
5000 1822.807 128.159 302.14 122.085 0.096
5500 2703.819 190.102 303.94 123.085 0.124
5550 2801.277 196.954 305.74 124.085 0.137
5600 2899.794 203.881 307.54 125.085 0.139
5650 2998.386 210.812 309.34 126.085 0.139
5700 3098.281 217.836 311.14 127.085 0.140
5730 3195.173 224.648 312.94 128.085 0.227
REGISTRO A POZO CERRADOPresión Temp.
Ventajas Desventajas
• No requiere de medición del gasto
de producción.
• Excelente para yacimientos
bajosaturados.
• Condiciones de presión y
temperatura a la profundidad de
muestreo.
• No toma muestras representativas
cuando Pwf < Pb.
• No se recomienda cuando el pozo
tienen una columna grande de
agua.
• No sirva para yacimientos de gas
y condensado.
• Puede ocurrir fugas de fluido
durante la sacada del muestrero a
superficie.
• Volumen de muestra pequeño.
• Mayor costo operativo.
• Conlleva riesgo mecánico.
• Puede ocurrir contaminación de
muestra con fluidos extraños.
Muestreo de Fondo
Muestreo de Superficie (Recombinado)
Características:
• Cápsula para recuperar muestra de fluidos a las condiciones del separador.
• Cámara de 350 cm³.
• Se pueden tomar las muestras que sean necesarias (bajo costo operativo).
• Es necesario tener un gasto de producción estabilizado por estrangulador pequeño por
un tiempo considerable (aproximadamente 24 horas).
• Se requiere tener medición precisa de los gastos de aceite y/o gas, según sea el caso.
• En caso de producción de aceite, se requiere medición precisa de la RGA a las
condiciones del separador, así como corregir las mediciones con el factor de
encogimiento del aceite.
Procedimiento:
• Fluir limpiando pozo hasta obtener fluidos representativos del yacimiento.
• Dejar el pozo fluyendo por un tiempo considerable a bajo gasto (estrangulador
pequeño) hasta observar presión estabilizada.
• Fijar las condiciones de separación óptimas (presión y temperatura) para el muestreo.
• Una vez que se estabilice la presión, efectuar medición de gastos de producción de
manera precisa, así como la RGA para el caso de producción de aceite así como el
factor de encogimiento del aceite.
• Recuperar muestra de gas y aceite en separador conservando las condiciones de
presión y temperatura de éste.
• Llevar las muestras al laboratorio para su recombinación y análisis PVT.
Muestreo de Superficie (Recombinado)
Muestreo de Superficie (Recombinado)
Muestreo de Superficie (Recombinado)
Ventajas Desventajas
• Es válido para casi todos los tipos
de fluidos.
• Recomendado para yacimientos
de gas y condensado.
• Menor costo y riesgo operativo.
• Permite tomar más muestras y
tener más volumen de fluidos.
• Las muestras son de fácil manejo
en el laboratorio.
• Los resultados dependen de la
exactitud con que se mida la RGA.
• Un error del 5% en la medición de
los gastos de producción produce
errores del orden de 150 psi en la
presión de burbuja.
• Resultados erróneos cuando en el
separador se tiene problemas de
inestabilidad y separación de fases.
El dispositivo empleado para el análisis PVT es la celda PV. El fluido es
introducido en dicha celda la cual mantiene una temperatura constante, la
temperatura de yacimiento, a través de los estudios. La celda de presión es
controlada por una bomba de desplazamiento de mercurio y medida en un
registrador de presión de alta resolución.
Tipos de Separación
Separación Flash
Separación Diferencial
35
RPFC Registros de Presión a Fondo
Cerrado
RPFF Registros de Presión a Fondo
Fluyendo
36
Dicha medición se toma a diferentes profundidades, denominadas
estaciones, siendo la estación inicial el nivel correspondiente al árbol
de válvulas.
Las estaciones subsecuentes deberán ser tales que los datos
medidos permitan ajustar un modelo de simulación de flujo de
fluidos a cada uno de los elementos de flujo dentro del pozo
(tuberías, válvulas, reducciones, expansiones, etc.)
La estación final registrada será por lo menos a la profundidad
correspondiente al extremo inferior de la tubería de producción, o en
el caso de pozos terminados sin esta, la profundidad mínima de la
estación final de la herramienta será de 100 metros verticales arriba
de la cima del intervalo abierto productor más somero.
La utilidad de éste registro para la caracterización dinámica requiere
que la medición de la presión de fondo de la estación final, sea
referenciada a el nivel medio de los disparos si el análisis es por
pozo o referenciado a un plano de referencia si el análisis es por
yacimiento.
Es importante mencionar que se debe de medir el gasto del pozo y
anotar la fecha y hora del registro ya que esta información será de
vital importancia en la caracterización dinámica
37
Es la medición de la presión y la temperatura en un pozo cerrado. Dicha medición se
toma a diferentes profundidades, denominadas estaciones, siendo la estación inicial el
nivel correspondiente al árbol de válvulas.
Las estaciones subsecuentes deberán ser tales que permitan calcular la profundidad de
los diferentes contactos de fluidos; el gradiente de presión que permita extrapolar el valor
de la presión y la temperatura del pozo a otras profundidades.
La estación final registrada será por lo menos a la profundidad correspondiente al
extremo inferior de la tubería de producción, o en el caso de pozos terminados sin esta,
la profundidad mínima de la estación final será de 100 metros verticales arriba de la cima
del intervalo abierto productor más somero.
Se deberá considerar, para la definición del tiempo de cierre del pozo, el comportamiento
de pruebas de incremento de presión tomadas en el campo, cuando estas existan.
38
Clasificación de fluidos
por medio del gradiente de presión y densidad
Ejercicio 1
Profundidad Temperatura Presión
(m) (°C) (Psi) (Kg/cm2)
0 24.40 1223.00 86.01
300 34.10 1728.00 121.52
600 40.10 2225.00 156.47
900 46.20 2720.00 191.28
1200 52.50 3213.00 225.95
1500 58.90 3705.00 260.55
1800 65.30 4194.00 294.93
2100 71.30 4684.00 329.39
2400 77.10 5173.00 363.78
2700 82.90 5660.00 398.03
3000 87.80 6146.00 432.21
3300 93.30 6627.00 466.03
Con los siguientes datos, obtener la presión a nivel medio de disparos (3412-3428m) y determinar la
distribución de fases en el pozo.
1) Determinamos el Nivel Medio de
Disparos
NMD= 3420
2) Tabular y calcular Gradientes de
Presión
3) Tabular y calcular Densidad
4) Calcular Presión al Nivel Medio de
Disparos
5) De acuerdo ala tabla de fluidos
determinar la distribución del fluido
presente.
Profundidad Profundidad Temp Presión GP GP Densidad Distribución
(m) (ft) (°C) (Psi) (Kg/cm2) psi-ft kg/m2 - m gr/cc
0 0 24.4 1223 86.01 - - - -
300 984 34.1 1728 121.52 0.513 0.118 1.18 Water
600 1968 40.1 2225 156.47 0.505 0.117 1.17 Water
900 2952 46.2 2720 191.28 0.503 0.116 1.16 Water
1200 3936 52.5 3213 225.95 0.501 0.116 1.16 Water
1500 4920 58.9 3705 260.55 0.500 0.115 1.15 Water
1800 5904 65.3 4194 294.93 0.497 0.115 1.15 Water
2100 6888 71.3 4684 329.39 0.498 0.115 1.15 Water
2400 7872 77.1 5173 363.78 0.497 0.115 1.15 Water
2700 8856 82.9 5660 398.03 0.495 0.114 1.14 Water
3000 9840 87.8 6146 432.21 0.494 0.114 1.14 Water
3300 10824 93.3 6627 466.03 0.489 0.113 1.13 Water
NMD (m)= 3420m
Presión @ NMD = 466.03 + [ (3420 - 3300) * 0.113 ] = 479.56 kg/cm2
41
Profundidad Presión dp
(m) (Kg/cm2) (Kg/cm
2)
0 0.00 0.00
100 0.00 0.00
200 0.00 0.00
500 0.00 0.00
1000 0.00 0.00
2000 26.27 26.27
3000 124.44 98.17
4000 219.85 95.41
5000 302.53 82.69
5100 312.21 9.68
5200 324.93 12.72
5300 341.80 16.87
Calcular la presión a nivel medio de disparos (5545-5568m) y la distribución de fases en el pozo.
Ejercicio 2