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TRABAJO ESPECIAL DE GRADO
IMPACTO DE LA REPRESENTATIVIDAD DE
MUESTRAS DE CRUDO RECOMBINADAS SOBRE EL
FACTOR DE RECOBRO DE YACIMIENTOS DE LA
FAJA DEL ORINOCO
Presentado ante la Ilustre
Universidad Central de Venezuela
Por el Br. Gil P. Leonardo A.
Para optar por el Ttulo
de Ingeniero de Petroleo
Caracas, 2007
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TRABAJO ESPECIAL DE GRADO
IMPACTO DE LA REPRESENTATIVIDAD DE
MUESTRAS DE CRUDO RECOMBINADAS SOBRE EL
FACTOR DE RECOBRO DE YACIMIENTOS DE LA
FAJA DEL ORINOCO
Tutor Academico: MSc. Jose R. Villa
Tutor Industrial: Ing. Nicolas Chiaravallo
Presentado ante la Ilustre
Universidad Central de Venezuela
Pr el Br. Gil P. Leonardo A.
Para optar por el Ttulo
de Ingeniero de Petroleo
Caracas, 2007
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DEDICATORIA
A mis padres Francisco y Tibisay y a mi hermano Roberto.
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AGRADECIMIENTOS
En primer lugar a la Universidad Central de Venzuela, por todo lo aprendido en
ella.
A la empresaPDVSA Inteveppor haberme ofrecido la oportunidad de realizar
este trabajo de investigacion como requisito para optar al ttulo de Ingeniero.
AlIng. Nicolas Chiaravalloquien me brindo todo su apoyo y ayuda sirviendome
de orientacion y estmulo para el desarrollo y finalizacion del trabajo. Muchas gra-
cias Sr. Nicolas por su apoyo la confianza depositada en m.
A mi tutor academico, MSc. Jose Reinaldo Villa, por dedicar y brindar parte
de su tiempo para guiarme a lo largo de este trabajo. Gracias profesor por todo
su apoyo y aporte de sabidura.
Al equipo de profesionales: Sr. Ivan Jimenez, Sra. Mirla Fonseca, Sr. Jose Gre-
gorio Hernandez, Mauricio Sastoque, Argenis Alvarez quienes con su ayuda
y orientacion en momentos claves, hicieron posible la culminacion de este estudio.
AlIng. Arturo Borgespor su apoyo y disposicion a ayudarme en todo momento.
Gracias especiales a Yordis Caraballo y Jorge Gimenez, a quienes considero
excelentes profesionales y buenos amigos y quienes me brindaron su ayuda de ma-
nera incondicional cada vez que la necesite. Este traba jo fue posible garcias a ellos.
A Mara Cecilia, John, Christian, Angel, Maria Claudia y Vanessa quienes
me brindaron todo su apoyo y ayuda en todo momento, en especial Vanessa, de
verdad muchas gracias por todo tu apoyo y carino te debo mucho. A todos ellos
muchsimas gracias, los considero excelentes personas y grandes amigos.
A esas personas que tengo la dicha de conocer y que se que siempre estar an
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ah cuando los necesite. A mis amigos del alma: Any, Carelia, Elia, Ricar-
do, Cesar, Rafael, Nieto, Aleman, Marcos, Yecsain, muchsimas gracias,
los quiero.
Agradecimientos especiales aBernardo Bohorques y Johanna Fernandezpor
su apoyo tecnico. Los considero personas muy inteligente y con un gran futuro.
Les deseo lo mejor. Muchos exitos y muchas gracias.
A Vanessa Quero por todo el apoyo que siempre he recibido de ella.
A mi familia, en especial a mi padre Frank a mi madre Tiby y a mi hermano
Roberto, fu bendecido al tenerlos como familia y como amigos, sin ustedes este
trabajo no hubiese sido posible. Muchsimas gracias, los quiero con el alma.
A todas aquellas personas que de alguna u otra forma colaboraron en la realizacion
de este proyecto.
A TODOS USTEDES, GRACIAS!
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Gil P., Leonardo A.
IMPACTO DE LA REPRESENTATIVIDAD DE
MUESTRAS DE CRUDO RECOMBINADAS SOBRE EL
FACTOR DE RECOBRO DE YACIMIENTOS DE LAFAJA DEL ORINOCO
Tutor Academico: MSc. Jose R. Villa. Tutor Industrial: Ing. Nicolas
Chiaravallo. Trabajo Especial de Grado. Caracas, Universidad Central
de Venezuela. Facultad de Ingeniera. Escuela de Ingeniera de
Petroleo. Ano 2007, 260 p.
Palabras Claves:Muestreo de pozos, Recombinacion de muestras, AnalisisPVT, Estudio predictivo de yacimientos, Metodo de Tarner.
Resumen. La tarea principal de un Ingeniero de Yacimientos es desarrollar un es-
quema con el cual se pueda producir la mayor cantidad de hidrocarburos posibles,
y que a su vez contemple todas las limitaciones fsicas del estudio. A la hora de
la toma de decisiones, se utilizan datos que presentan incertidumbre, por lo que
se hace necesaria la evaluacion del impacto de la data utilizada. La calidad de los
resultados de un analisis de yacimiento, depende por completo de la representa-tividad de las muestras utilizadas en dicho analisis. Una muestra representativa, es
aquella que tenga las mismas caractersticas que tiene el fluido dentro del yacimien-
to. Uno de los procesos utilizados para la obtencion de muestras representativas, es
mediante la recombinacion de muestras de superficie. El presente trabajo presenta
el desarrollo e implementacion de seis (6) tecnologas de recombinacion de muestras
de superficie de crudos pesados y extrapesados de los Bloques Bare y Arecuna del
Area Ayacucho de la Faja Petrolfera del Orinoco (F.P.O), con las cuales se haga
posible la obtencion de muestras representativas del fluido de yacimiento. De cadaproceso se calculara el valor de la relacion gas-petroleo (RGP) de las muestras.
Por otro lado y por medio del uso del metodo iterativo de Tarner se presenta una
evaluacion del impacto de dichos valores de RGPsobre el factor de recobro de los
yacimientos de la F.P.O.
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Contenido
Contenido V
Lista de Figuras XI
Lista de Tablas XVI
1. Introduccion y Planteamiento del Problema 1
1.1. Aspectos Generales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7
1.1.1. Planteamiento del Problema . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7
1.1.2. Objetivos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9
1.1.3. Justificacion e Importancia de la Investigacion . . . . . . . . 11
1.1.4. Alcance . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12
1.1.5. Limitaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12
2. Descripcion Geologica 13
2.1. Descripcion del Area de Estudio . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13
2.1.1. Cuenca Oriental de Venezuela . . . . . . . . . . . . . . . . . 13
2.1.2. Evolucion de la Estructura de la Cuenca . . . . . . . . . . . 14
2.1.3. Subcuenca de Guarico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15
2.1.4. Subcuenca de Maturn . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15
2.1.5. Faja del Orinoco . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15
2.1.6. Area Ayacucho . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16
2.1.7. Bloque Bare . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17
2.1.8. Bloque Arecuna . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18
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3.6. Factor de Recobro y Mecanismos de Produccion (Recuperacion Pri-
maria) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62
3.6.1. Expansion de la Roca y del Lquido . . . . . . . . . . . . . . 63
3.6.2. Empuje por Agotamiento de Presion . . . . . . . . . . . . . 63
3.6.3. Empuje por Capa de Gas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64
3.6.4. Empuje por Agua . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65
3.6.5. Segregacion Gravitacional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 66
3.7. Estudio del Comportamiento de los Yacimientos (Ecuacion de Bal-
ance de Materiales) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 67
3.7.1. Ecuacion de Balance de Materiales (EBM) . . . . . . . . . . 67
3.7.2. Consideraciones Basicas de la Ecuacion de Balance de Ma-
teriales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71
3.8. Prediccion del Comportamiento del Yacimiento . . . . . . . . . . . 73
3.8.1. Metodologas de Prediccion del Comportamiento del Yaci-
miento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 76
3.8.2. Metodo de Tracy . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 77
3.8.3. Metodo de Muskat . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 77
3.8.4. Metodo de Tarner. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 77
4. Marco Metodologico 78
4.1. Tipo de Investigacion . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 784.2. Diseno de la Investigacion . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 78
4.3. Poblacion y Muestra . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 79
4.4. Definicion de Variables . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 81
4.4.1. Variables Independientes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 81
4.4.2. Variables Dependientes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 82
4.5. Procedimiento Metodologico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 82
4.5.1. Recopilacion Teorica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 84
4.5.2. Identificacion de Parametros que Afectan la Solubilidad delGas en el Crudo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 84
4.5.3. Planteamiento de Metodologas de Recombinacion . . . . . . 85
4.5.4. Toma de Muestras . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 90
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4.5.5. Separacion Instantanea o Flash . . . . . . . . . . . . . . . . 92
4.5.6. Identificacion de la Representatividad de las muestras Re-
combinadas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 93
4.5.7. Correlaciones PVT . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 94
4.5.8. Metodo de Prediccion de Tarner . . . . . . . . . . . . . . . . 99
4.6. Descripcion de Herramientas y Equipos Utilizados . . . . . . . . . . 105
4.6.1. Herramientas y Equipos Computacionales . . . . . . . . . . 105
4.6.2. Herramientas y Equipos de Laboratorio. . . . . . . . . . . . 109
5. Resultados 114
5.1. Recopilacion Teorica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 115
5.2. Toma de Muestras . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 117
5.2.1. Manejo y Transferencia de Muestras de Gas y de Lquido . . 1185.3. Procesos de Recombinacion de Muestras . . . . . . . . . . . . . . . 119
5.3.1. Proceso de Recombinacion A. Muestras del Bloque Bare . . 121
5.3.2. Proceso de Recombinacion B. Muestras del Bloque Bare . . 123
5.3.3. Proceso de Recombinacion C. Muestras del Bloque Bare . . 125
5.3.4. Proceso de Recombinacion D. Muestras del Bloque Bare . . 127
5.3.5. Proceso de Recombinacion E. Muestras del Bloque Bare . . 129
5.3.6. Proceso de Recombinacion F. Muestras del Bloque Bare . . 131
5.3.7. Proceso de Recombinacion A. Muestras del Bloque Arecuna 1345.3.8. Proceso de Recombinacion B. Muestras del Bloque Arecuna 136
5.3.9. Proceso de Recombinacion C. Muestras del Bloque Arecuna 138
5.3.10. Proceso de Recombinacion D. Muestras del Bloque Arecuna 140
5.3.11. Proceso de Recombinacion E. Muestras del Bloque Arecuna 142
5.3.12. Proceso de Recombinacion F. Muestras del Bloque Arecuna 144
5.4. Propiedades de los Fluidos-Analisis PVT . . . . . . . . . . . . . . . 147
5.5. Prediccion del Comportamiento de los Yacimientos de los Bloques
Bare y Arecuna (Metodo de Tarner). . . . . . . . . . . . . . . . . . 151
6. Analisis de Resultados 155
6.1. Recopilacion Teorica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 155
6.2. Procesos de Recombinacion de Muestras . . . . . . . . . . . . . . . 156
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6.2.1. Propiedades de los Fluidos-Analisis PVT . . . . . . . . . . . 165
6.2.2. Prediccion del Comportamiento de los Yacimientos de los
Bloques Bare y Arecuna (Metodo de Tarner) . . . . . . . . . 170
6.3. Analisis General de Resultados . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 186
6.3.1. Recombinacion de Muestras . . . . . . . . . . . . . . . . . . 186
6.3.2. Propiedades de los Fluidos-Analisis PVT . . . . . . . . . . . 187
6.3.3. Estudio Predictivo de los Yacimientos. . . . . . . . . . . . . 188
7. Conclusiones 190
8. Recomendaciones 192
Referencias Bibliograficas 193
Apendices 197
A. Propiedades de los Fluidos-Analisis PVT 198
A.1. PVT de Muestras Recombinadas del Bloque Bare . . . . . . . . . . 198
A.1.1. Proceso de Recombinacion A . . . . . . . . . . . . . . . . . 199
A.1.2. Proceso de Recombinacion B. . . . . . . . . . . . . . . . . . 201
A.1.3. Proceso de Recombinacion C. . . . . . . . . . . . . . . . . . 203
A.1.4. Proceso de Recombinacion D . . . . . . . . . . . . . . . . . 205
A.1.5. Proceso de Recombinacion E. . . . . . . . . . . . . . . . . . 207
A.1.6. Proceso de Recombinacion F. . . . . . . . . . . . . . . . . . 209
A.2. PVT de Muestras Recombinadas del Bloque Arecuna . . . . . . . . 211
A.2.1. Proceso de Recombinacion A . . . . . . . . . . . . . . . . . 211
A.2.2. Proceso de Recombinacion B. . . . . . . . . . . . . . . . . . 213
A.2.3. Proceso de Recombinacion C. . . . . . . . . . . . . . . . . . 215
A.2.4. Proceso de Recombinacion D . . . . . . . . . . . . . . . . . 217
A.2.5. Proceso de Recombinacion E. . . . . . . . . . . . . . . . . . 219
A.2.6. Proceso de Recombinacion F. . . . . . . . . . . . . . . . . . 221
B. Prediccion del Comportamiento de los Yacimientos 223
B.1. Comportamiento de Muestras Recombinadas del Bloque Bare . . . 223
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B.1.1. Proceso de Recombinacion A . . . . . . . . . . . . . . . . . 224
B.1.2. Proceso de Recombinacion B. . . . . . . . . . . . . . . . . . 226
B.1.3. Proceso de Recombinacion C. . . . . . . . . . . . . . . . . . 228
B.1.4. Proceso de Recombinacion D . . . . . . . . . . . . . . . . . 230
B.1.5. Proceso de Recombinacion E. . . . . . . . . . . . . . . . . . 232
B.1.6. Proceso de Recombinacion F. . . . . . . . . . . . . . . . . . 234
B.2. Comportamiento de Muestras Recombinadas del Bloque Arecuna . 236
B.2.1. Proceso de Recombinacion A . . . . . . . . . . . . . . . . . 236
B.2.2. Proceso de Recombinacion B. . . . . . . . . . . . . . . . . . 238
B.2.3. Proceso de Recombinacion C. . . . . . . . . . . . . . . . . . 240
B.2.4. Proceso de Recombinacion D . . . . . . . . . . . . . . . . . 242
B.2.5. Proceso de Recombinacion E. . . . . . . . . . . . . . . . . . 244
B.2.6. Proceso de Recombinacion F. . . . . . . . . . . . . . . . . . 246
C. Algoritmos-Programas Computacionales 248
C.1. Algoritmo blackoilPVT . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 248
C.2. Algoritmo forecast . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 255
C.3. Algoritmo tarner . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 257
C.4. Algoritmotarner comparison . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 258
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Lista de Figuras
2.1. Ubicacion Geografica de la Cuenca Orinetal de Venezuela. . . . . . 14
2.2. Ubicacion Geografica de la Faja Petrolfera del Orinoco.. . . . . . . 16
2.3. Ubicacion Geografica del Area Ayacucho. . . . . . . . . . . . . . . . 17
2.4. Ubicacion Geografica del Bloque Bare. . . . . . . . . . . . . . . . . 182.5. Ubicacion Geografica del Bloque Arecuna. . . . . . . . . . . . . . . 19
3.1. Clasificacion de los yacimientos segun el estado de los fluidos alma-
cenados. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21
3.2. Diagrama p-T de un Petroleo de Bajo Encogimiento. . . . . . . . . 23
3.3. Comportamiento del factor volumetrico del gas frente a los cambios
de presion . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29
3.4. Comportamiento de la viscosidad frente a los cambios de presion . . 33
3.5. Comportamiento del factor volumetrico del petroleo frente a los
cambios de presion . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35
3.6. Comportamiento del factor volumetrico total frente a los cambios
de presion . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38
3.7. Comportamiento de la compresibilidad del petroleo frente a los cam-
bios de presion . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40
3.8. Comportamiento de la solubilidad de gases frente a los cambios de
temperatura . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42
3.9. Comportamiento de la solubilidad del petroleo frente a los cambiosde presion . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43
3.10. Acondicionamiento de pozo caso py =pb > pwf . . . . . . . . . . . 51
3.11. Acondicionamiento de pozo caso py > pb > pwf . . . . . . . . . . . 51
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5.8. Grafica presion vs tiempo. Resultados de proceso de recombinacion
B sobre muestras del Bloque Arecuna . . . . . . . . . . . . . . . . . 137
5.9. Grafica presion vs tiempo. Resultados de proceso de recombinacion
C sobre muestras del Bloque Arecuna . . . . . . . . . . . . . . . . . 139
5.10. Grafica presion vs tiempo. Resultados de proceso de recombinacion
D sobre muestras del Bloque Arecuna . . . . . . . . . . . . . . . . . 141
5.11. Grafica presion vs tiempo. Resultados de proceso de recombinacion
E sobre muestras del Bloque Arecuna . . . . . . . . . . . . . . . . . 143
5.12. Grafica presion vs tiempo. Resultados de proceso de recombinacion
F sobre muestras del Bloque Arecuna . . . . . . . . . . . . . . . . . 145
5.13. Propiedades PVT de la muestra de fondo del Bloque Bare . . . . . 148
5.14. Propiedades PVT de la muestra de fondo del Bloque Arecuna . . . 150
5.15. Comportamiento del yacimiento. Muestra de fondo del Bloque Bare 152
5.16. Comportamiento del yacimiento. Muestra de fondo del Bloque Are-
cuna . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 154
6.1. PVT de la muestra de fondo y de las muestras recombinadas del
Bloque Bare . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 166
6.2. PVT muestra de fondo y muestras recombinadas del Bloque Arecuna167
6.3. Comportamiento del yacimiento MFB-15 del Bloque Bare respecto
a la RGP de las muestras recombinadas . . . . . . . . . . . . . . . . 1706.4. Comportamiento del yacimiento MFA-2 del Bloque Arecuna respecto
a la RGP de las muestras recombinadas . . . . . . . . . . . . . . . . 171
6.5. Desviacion relativa del factor de recobro de la muestras del Bloque
Bare segun su RGP . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 174
6.6. Desviacion relativa del factor de recobro de la muestras del Bloque
Arecuna segun su RGP . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 175
A.1. Propiedades PVT de la muestra obtenida en el proceso de recombi-
nacion A. Bloque Bare . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 200
A.2. Propiedades PVT de la muestra obtenida en el proceso de recombi-
nacion B. Bloque Bare . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 202
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A.3. Propiedades PVT de la muestra obtenida en el proceso de recombi-
nacion C. Bloque Bare . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 204
A.4. Propiedades PVT de la muestra obtenida en el proceso de recombi-
nacion D. Bloque Bare . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 206
A.5. Propiedades PVT de la muestra obtenida en el proceso de recombi-
nacion E. Bloque Bare . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 208
A.6. Propiedades PVT de la muestra obtenida en el proceso de recombi-
nacion F. Bloque Bare . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 210
A.7. Propiedades PVT de la muestra obtenida en el proceso de recombi-
nacion A. Bloque Arecuna . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 212
A.8. Propiedades PVT de la muestra obtenida en el proceso de recombi-
nacion B. Bloque Arecuna . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 214
A.9. Propiedades PVT de la muestra obtenida en el proceso de recombi-
nacion C. Bloque Arecuna . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 216
A.10.Propiedades PVT de la muestra obtenida en el proceso de recombi-
nacion D. Bloque Arecuna . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 218
A.11.Propiedades PVT de la muestra obtenida en el proceso de recombi-
nacion E. Bloque Arecuna . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 220
A.12.Propiedades PVT de la muestra obtenida en el proceso de recombi-
nacion F. Bloque Arecuna . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 222
B.1. Comportamiento del yacimiento del Bloque Bare. Muestra obtenida
del proceso de recombinacion A . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 225
B.2. Comportamiento del yacimiento del Bloque Bare. Muestra obtenida
del proceso de recombinacion B . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 227
B.3. Comportamiento del yacimiento del Bloque Bare. Muestra obtenida
del proceso de recombinacion C . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 229
B.4. Comportamiento del yacimiento del Bloque Bare. Muestra obtenida
del proceso de recombinacion D . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 231B.5. Comportamiento del yacimiento del Bloque Bare. Muestra obtenida
del proceso de recombinacion E . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 233
xiv
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B.6. Comportamiento del yacimiento del Bloque Bare. Muestra obtenida
del proceso de recombinacion F . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 235
B.7. Comportamiento del yacimiento del Bloque Arecuna. Muestra obteni-
da del proceso de recombinacion A . . . . . . . . . . . . . . . . . . 237
B.8. Comportamiento del yacimiento del Bloque Arecuna. Muestra obteni-
da del proceso de recombinacion B . . . . . . . . . . . . . . . . . . 239
B.9. Comportamiento del yacimiento del Bloque Arecuna. Muestra obteni-
da del proceso de recombinacion C . . . . . . . . . . . . . . . . . . 241
B.10.Comportamiento del yacimiento del Bloque Arecuna. Muestra obteni-
da del proceso de recombinacion D . . . . . . . . . . . . . . . . . . 243
B.11.Comportamiento del yacimiento del Bloque Arecuna. Muestra obteni-
da del proceso de recombinacion E . . . . . . . . . . . . . . . . . . 245
B.12.Comportamiento del yacimiento del Bloque Arecuna. Muestra obteni-
da del proceso de recombinacion F . . . . . . . . . . . . . . . . . . 247
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5.24. Comportamiento del yacimiento. Muestra de fondo del Bloque Bare 151
5.25. Comportamiento del yacimiento. Muestra de fondo del Bloque Are-
cuna . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 153
6.1. Tiempos de recombinacion de muestras del Bloque Bare. . . . . . . 157
6.2. Tiempos de recombinacion de muestras del Bloque Arecuna . . . . 157
6.3. Comparacion de resultados de procesos de recombinacion A, B sobre
muestras del Bloque Bare . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 158
6.4. Comparacion de resultados de procesos de recombinacion E, F sobre
muestras del Bloque Bare . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 159
6.5. Relacion gas-petroleo de muestras recombinadas del Bloque Bare . . 161
6.6. Relacion gas-petroleo de muestras recombinadas del Bloque Arecuna162
6.7. Relacion gas-petroleo de muestras recombinadas del Bloque Barerespecto al tiempo de recombinacion . . . . . . . . . . . . . . . . . 164
6.8. Relacion gas-petroleo de muestras recombinadas del Bloque Arecu-
na respecto al tiempo de recombinacion. . . . . . . . . . . . . . . . 164
6.9. Factor de recobro (Fr) de la muestra de fondo y de las muestras
recombinadas del Bloque Bare . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 178
6.10. Factor de recobro (Fr) de la muestra de fondo y de las muestras
recombinadas del Bloque Arecuna . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 179
6.11. Produccion de crudo (Np) de la muestra de fondo y de las muestrasrecombinadas del Bloque Bare . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 180
6.12. Produccion de crudo (Np) de la muestra de fondo y de las muestras
recombinadas del Bloque Arecuna . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 181
6.13. Produccion de gas (Gp) de la muestra de fondo y de las muestras
recombinadas del Bloque Bare . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 182
6.14. Relacion gas-petroleo instantanea (RGP) de la muestra de fondo y
de las muestras recombinadas del Bloque Bare . . . . . . . . . . . . 183
6.15. Produccion de gas (Gp) de la muestra de fondo y de las muestrasrecombinadas del Bloque Arecuna . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 184
6.16. Relacion Gas-Petroleo Instantanea (RGP) de la muestra fondo y de
las muestras recominadas del Bloque Arecuna . . . . . . . . . . . . 185
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A.1. Propiedades PVT de la muestra obtenida del proceso de recombi-
nacion A. Bloque Bare . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 199
A.2. Propiedades PVT de la muestra obtenida del proceso de recombi-
nacion B. Bloque Bare . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 201
A.3. Propiedades PVT de la muestra obtenida del proceso de recombi-
nacion C. Bloque Bare . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 203
A.4. Propiedades PVT de la muestra obtenida del proceso de recombi-
nacion D. Bloque Bare . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 205
A.5. Propiedades PVT de la muestra obtenida del proceso de recombi-
nacion E. Bloque Bare . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 207
A.6. Propiedades PVT de la muestra obtenida del proceso de recombi-
nacion F. Bloque Bare . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 209
A.7. Propiedades PVT de la muestra obtenida del proceso de recombi-
nacion A. Bloque Arecuna . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 211
A.8. Propiedades PVT de la muestra obtenida del proceso de recombi-
nacion B. Bloque Arecuna . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 213
A.9. Propiedades PVT de la muestra obtenida del proceso de recombi-
nacion C. Bloque Arecuna . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 215
A.10.Propiedades PVT de la muestra obtenida del proceso de recombi-
nacion D. Bloque Arecuna . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 217
A.11.Propiedades PVT de la muestra obtenida del proceso de recombi-
nacion E. Bloque Arecuna . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 219
A.12.Propiedades PVT de la muestra obtenida del proceso de recombi-
nacion F. Bloque Arecuna . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 221
B.1. Comportamiento del yacimiento del Bloque Bare. Muestra obtenida
del proceso de recombinacion A . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 224
B.2. Comportamiento del yacimiento del Bloque Bare. Muestra obtenida
del proceso de recombinacion B . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 226B.3. Comportamiento del yacimiento del Bloque Bare. Muestra obtenida
del proceso de recombinacion C . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 228
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Captulo 1
Introduccion y Planteamiento del
Problema
Desde sus inicios, la industria petrolera ha abocado sus esfuerzos a la explotacion
y produccion de yacimientos de crudos convencionales, es decir, a la produccion de
yacimientos de crudos medianos, livianos y condensados, a pesar de que las mayo-
res reservas de petroleo del mundo corresponde a hidrocarburos viscosos y pesados
(El petroleo pesado, el petroleo extrapesado y el bitumen conforman aproximada-
mente un 70 % de los recursos de petroleo totales del mundo, que oscilan entre 9
y 13 trillones de barriles [1]). Con la gran demanda y altos precios de petroleo; y
estando en declinacion la produccion de la mayora de los yacimientos de petroleo
convencionales, la industria petrolera en muchos lugares, ha desplazado su aten-
cion hacia la explotacion de yacimientos de petroleo pesado y extra pesado.
La tarea principal de un Ingeniero de Yacimientos, es desarrollar un esquema con
el cual se pueda producir la mayor cantidad de hidrocarburos posibles, y que a su
vez contemple todas las limitaciones fsicas y economicas presentes en el estudio
[2]. Dos de las actividades mas influyentes a la hora de desarrollar un esquema de
explotacion y produccion y de decidir si un yacimiento sera o no explotado y pro-
ducido son: (a) la cuantificacion de las reservas de hidrocarburos in situ (POES); y
(b) el incremento en el factor de recobro del yacimiento por medio de la aplicaci on
de esquemas optimos de produccion. Para poder realizar estas tareas, se utilizan
1
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avanzados sistemas de simulacion, los cuales necesitan contar con datos especficos
que proporcionen informacion sobre las caractersticas fsicas y qumicas del tipo
de fluido existente en el yacimiento. Dichos datos o caractersticas fisicoqumicas
de los fluidos del yacimiento, son obtenidos de los analisis PVT; los cuales no
son mas que experimentos realizados en laboratorios, en los cuales se simula, por
medio de la variacion de parametros de presion y temperatura, el comportamiento
volumetrico que tienen los fluidos a diferentes presiones representativas del yaci-
miento. Pocas veces no se cuenta con las facilidades para realizar un estudio PVT
y obtener la data requerida para los estudios predictivos. En este caso, se hace
necesaria la utilizacion de correlaciones empricas, que nos ayuden a dar la mejor
aproximacion a dichos valores o data PVT.
Las propiedades PVT de los fluidos de un yacimiento, juegan un papel importante
durante la vida del mismo desde su descubrimiento hasta su abandono [3]. Dichas
propiedades, constituyen una parte integral de la data requerida para un estudio
comprensivo del yacimiento y para el diseno y optimizacion de esquemas optimos
de recuperacion y de produccion [4]. La presion del punto de burbuja, el factor
volumetrico del petroleo, la relacion gas-petroleo y la compresibilidad isotermi-
ca del petroleo, son de gran importacia en los c alculos de balance de materiales,
mientras que la viscosidad del petroleo, juega un papel importante en las pruebas
de produccion y en la interpretacion y analisis de los problemas de pozo [5]. El
contar con propiedades PVT confiables de los fluidos del yacimiento, es esencial
para la determinacion de los volumenes de hidrocaburos y del factor de recobro
del mismo. Una caracterizacion inexacta de los fluidos del yacimiento, conlleva a
la obtencion de grandes incertidumbres en la estimacion de los valores del volumen
de hidrocarburos en sitio, lo que produce un impacto negativo en las predicciones
de recobro del yacimiento [3].
La calidad de los resultados de un analisis PVT, depende por completo de la
representatividad de las muestras utilizadas en dicho analisis. Una muestra repre-
sentativa, es aquella que tenga las mismas caractersticas que tiene el fluido dentro
del yacimiento [6]. Para la obtencion de muestras representativas, es necesario pero
2
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como funcion del agotamiento de presion del yacimiento [9].
En 1944, Tarner sugirio un metodo iterativo para predecir la produccion acumula-
da de hidrocarburos (Npy Gp) como funcion de la presion. Este metodo se basa en
resolver la ecuacion de balance de materiales y la ecuacion de relacion gas-petroleo
instantanea simultaneamente para obtener valores de la produccion acumulada de
gas (Gp), realizando posteriormente un proceso comparativo de los mismos para
determinar si las suposiciones realizadas son correctas[9].
De la misma manera, por medio del metodo predictivo de Tarner, se pueden rea-
lizar calculos predictivos del factor de recobro basados en el valor de la relacion
gas-petroleo instantanea.
Actualmente la demanda de crudos pesados y extrapesados se ha venido incre-
mentando, en consecuencia, se hace necesario la obtencion de muestras que sean lo
mas representativa posibles del fluido del yacimiento para la realizacion de estudios
PVT que arrojen informacion valida, exacta y confiable para la toma de decisiones
y la aplicacion de procesos optimos de produccion.
PDVSA Intevep, siendo el centro de investigacion y apoyo tecnologico de la in-
dustria petrolera y petroqumica nacional, a traves de la Gerencia General de
Exploracion y Produccion, pretende optimizar y hacer mas confiables los estudios
PVT para crudos pesados y extrapesados. En tal sentido, el presente trabajo es-
pecial de grado denominado Impacto de la Representatividad de Muestras de
Crudo y Gas Recombinadas Sobre el Factor de Recobro de Yacimientos de la Faja
del Orinoco, surge como un requerimiento inicial para poder obtener diferentes
tecnicas de recombinacion de muestras de superficie, con las cuales se puedan
cuantificar por medio de la tecnica de prediccion propuesta por Tarner, el efecto
de la representatividad de las muestras recombinadas sobre factor de recobro de
crudos pesados y extrapesados a fin satisfacer las demandas actuales y futuras de
la industria petrolera venezolana. Del mismo modo, el presente trabajo representa
para la comunidad educativa de la Escuela de Petroleo de la Universidad Central
4
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de Venezuela, un instrumento de apoyo o de consulta sujeto logicamente a mejoras
y/o adaptaciones.
En este sentido, en el siguiente trabajo de investigacion, se proponen diferentes
metodologas de recombinacion utilizando muestras de superficie de los Bloques
Bare y Arecuna del Area Ayacucho, por medio de las cuales se puedan obtener
volumenes de fluido que sean lo mas representativos posibles del fluido de yaci-
miento, teniendo como base y punto de partida el valor de la Relacion Gas-Petroleo
(RGP) de una muestra de fondo tomada del mismo pozo donde fue realizado el
muestreo de superficie y con los cuales se pueda explicar como afectan la presi on,
la temperatura y si tal y como se piensa, el orden de entrada de los fluidos dentro
de la celda de recombinacion a la solubilidad del gas.
La importancia de este trabajo de investigacion, radica en la cuantificacion del
impacto de la RGPsobre el factor de recobro de los yacimientos de la Faja del
Orinoco. Para esto, se utilizara el metodo predictivo de Tarner, al cual se le daran
como datos de entrada: (a) Un valor de POES (petr oleo Original en Sitio), (b) las
propiedades PVT (g, o, Rs, z), calculadas por medio de correlaciones y (c) los
valores deRGPde las muestras recombinadas y de la muestra de fondo. Con cada
uno de los valores de RGP se calculara un valor de Np y por lo tanto un valor de
Factor de Recobro (Fr), por lo que se tendra un valor de Fr para la RGP de la
muestra de fondo y un valor de Fr para cada una de las RGP claculadas de las
muestras recombinadas. Luego se hara una comparacion grafica entre el valor de
Fr obtenido de la muestra de fondo, con cada uno de los valores de Frobtenidos de
las muestras recombinadas y se cuantificara por medio del calculo del error relativo
entre el factor de recobro de las muestras de fondo y el factor de recobro de las
muestras recombinadas, el impacto de lasRGPsobre el Fr.
Para la consecucion de los planteamientos del tranbajo, la tesis se estructura en
seis (6) captulos:
En el Captulo No 1: Introduccion y Planteamiento del Problema
5
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En el Captulo No 2: Descripcion Geologica del Area de Estudio
En el Captulo No 3: El Marco Teorico
En el Captulo N
o
4: El Marco Metodologico
En el Captulo No 5: Los Resultados
En el Captulo No 6: El Analisis de los Resultados
6
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1.1.2. Objetivos
Objetivo General
Evaluar, por medio del metodo predictivo e iterativo de Tarner, el impacto de
la Relacion Gas-Petroleo (RGP) de muestras de crudos extrapesados tomadas en
superficie y recombinadas en laboratorio por medio de la aplicacion de diferentes
tecnicas de recombinacion, sobre el factor de recobro.
Objetivos Especficos
Definir los requerimientos necesarios para llevar a cabo recombinaciones de
muestras de superficie
Proponer y desarrollar diferentes metodologas de recombinacion de muestras
de superficie, que consistan en la variacion de los parametros de presion,
temperatura y orden de inyeccion de fluidos (crudo y gas) dentro de la celda
de recombinacion y que no necesiten del valor de RGPdel yacimiento para
la obtencion de muestras recombinadas y representativas de los fluidos del
yacimiento. El criterio de represenattividad estara centrado en el calculo de
la RGPde las muestras recombinadas y de su comparacion con la RGP de
una muestra de fondo tomada del mismo pozo
Realizar procesos de liberacion instantanea o flash a condiciones de yaci-
miento y realizar el calculo de la RGPa partir de los datos obtenidos en la
liberacion instantanea
Comparar la RGP de muestras recombinadas con la RGP de una mues-
tra de fondo tomada del mismo pozo, para as determinar con cual de las
metodologas de recombinacion propuestas se obtiene la muestra mas repre-
sentativa
Obtener por medio de correlaciones para crudos pesados y extrapesados, las
graficas de valores PVT (g, o, Rs, z). Los valores PVT de los fluidos, son
necesarios para el estudio predictivo del comportamento de los yacimientos
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Calcular por medio del metodo de Tarner, el factor de recobro asociado a
la RGP obtenida de cada metodologa de recombinacion y a la RGP de la
muestra de fondo
Comparar el valor de factor de recobro obtenido de la muestra de fondo con
aquellos obtenidos de las muestras recombinadas y cuantificar de esta manera
el impacto de las RGPsobre el factor de recobro
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1.1.3. Justificacion e Importancia de la Investigacion
El petroleo pesado, promete desempenar un rol muy importante en el futuro de la
industria petrolera, por lo que los pases que cuentan con reservas de crudos pesa-
dos y extrapesados, estan tendiendo a incrementar su produccion para asegurarsede no desperdiciar sus recursos de petroleos pesados y extrapesados.
Los valores de las propiedades fsicas y qumicas de los fluidos de los yacimientos,
constituyen una parte integral de la data requerida para un estudio crtico del
yacimiento y para el diseno de esquemas optimos de produccion. La obtencion de
una muestra representativa de fluido, es importante para estimar las propiedades
PVT del mismo. El no contar con muestras representativas obtenidas en la vida
temprana del pozo, o antes de que la presi on del yacimiento caiga por debajo de lapresion de saturacion, se traduce en una incertidumbre considerable en el calculo
de las reservas iniciales de hidrocarburos y en el c alculo de variables de gran impor-
tancia como el factor de recobro del yacimiento, lo que trae como consecuencia, que
se tomen decisiones erroneas y los procesos y facilidades de superficie tengan que
ser redisenados en funcion de dichas incertidumbres en los calculos. A la hora de
tomar decisiones basadas en resultados que presentan incertidumbre, es necesario
tomar en cuenta la evaluacion del impacto de la data requerida para la toma de
decisiones. Por otra parte, la obtencion de muestras representativas de yacimientosde crudos pesados y extrapesados, resulta un proceso complicado, costoso y que
demanda gran cantidad de tiempo.
De ah la importancia de este estudio de cuantificar el impacto que tiene las me-
didas de la Relacion Gas-Petroleo sobre el factor de recobro de un yacimiento de
hidrocarburos, as como la obtencion de una metodologa de recombinacion que
no necesite como dato de entrada la RGPde los fluidos dentro del yacimiento y
que permita la obtencion de muestras lo mas representativas posibles de fluidos de
yacimientos de crudos pesados y extrapesados. Adicionalmente, el proyecto toma
mayor importancia, ya que Venezuela cuenta con las reservas de crudos pesados y
extrapesados mas grandes del mundo ubicadas en la Faja Petrolfera del Orinoco,
las cuales se estan cuantificando y certificando dentro del Proyecto Magna Reserva.
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Orinoco; al Este por el Delta y al Oeste por el extremo oriental de la Cuenca
Barinas-Apure. La figura2.2muestra la ubicacion geografica de la Faja Petrolfera
del Orinoco.
Figura 2.2: Ubicacion Geografica de la Faja Petrolfera del Orinoco.
La Faja del Orinoco, esta dividida en cuatro areas operacionales:
Area Boyaca: ubicada al Centro-Sur del Estado Guarico
Area Junn:ubicada en el Sur-Este del Estado Guarico y al Sur-Oeste del
Estado Anzoategui
Area Ayacucho:ubicada en el Centro-Sur del Estado Anzoategui
Area Carabobo: ubicada en la zona Centro-Sur del Estado Monagas y
Sur-Este del Estado Anzoategui
2.1.6. Area Ayacucho
Ubicada en la region centro sur del estado Anzoategui, comprende una superficie
aproximada de 11.300km2. Limita al Norte con Yopales Sur, miga, Melones, Lejos,
Merey, Ostra, Oca, Oveja, Adas, Oritupano y Oleos; al Sur con el Ro Orinoco; al
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este con el area de Carabobo y al Oeste con el area de Junn. El Area Ayacucho se
divide en Ayacucho norte y Ayacucho Sur. Esta ultima se divide a su vez en dos
areas: Area Pao y sector Suroeste, la cual tiene los mayores desarrollos de arena.
Por otra lado, Ayacucho representa una de las Areas con mayores reservas de
crudos pesados y extrapesados de Venezuela. Se encuentra dividida en 25 bloques
o cuadrangulos, identificados alfabeticamente de la A hasta la Y. En los Bloques
Bare y Arecuna, se encuentra el area de interes de este estudio. La figura 2.3
muestra la ubicacion geografica del Area Ayacucho.
Figura 2.3: Ubicacion Geografica del Area Ayacucho.
2.1.7. Bloque Bare
Se encuentra ubicado en el sector Nor-Occidental del Area de Ayacucho. Cuenta
con una extension de 487 K m2, y limita al Norte con los Campos Miga y Yopales
Sur; al Sur con el Bloque Huyapuri; al Este con los Bloques Carina e Irapa y al
Oeste con el Bloque Arecuna. Presenta una estructura homoclinal con buzamiento
al Norte. La figura2.4,muestra la ubicacion geografica del Bloque Bare.
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3.2. Propiedades Fsicas de los Fluidos Dentro
del Yacimiento
3.2.1. Peso Molecular Aparente de una mezcla de Gases(Ma)
Esta propiedad de los gases, es definida como la sumatoria de las fracciones mo-
leculares (yi) de los componenetes de una mezcla de gases multiplicada por su
peso molecular (Mi) [9]. Es expresada matematicamente por medio de la siguiente
expresion:
Ma= i=1
yiMi (3.1)
Donde:
Ma: Peso molecular aparente de la mezcla gaseosa, [lb/lb mol]
Mi: Peso molecular del componente i de la mezcla, [lb/lb mol]
yi: Fraccion molar del componente i de la mezcla
3.2.2. Densidad de Mezcla de Gases (g)
La densidad de una mezcla de gas es calculada por medio de la siguiente expresion:
g =pMa
RT (3.2)
Donde:
g: Densidad de la mezcla de gas, [lb/f t3]
Ma: Peso molecular aparente de la mezcla, [lb/lb mol]
R: Constante de los gase, 10.73 [psiaft3/lb moloR]
25
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T: Temperatura absoluta, [oR]
3.2.3. Gravedad Especfica de una Mezcla de Gases (g)Es definida como la relacion entre la densidad del gas y la densidad del aire [9],
ambas medidas a la mismas condiciones de presion y temperatura.
g = gair
=pMaRTpMairRT
= MaMair
(3.3)
Donde:
g: Gravedad especfica del gas
air: Densidad del aire
Mair: Peso molecular aparente del aire=28.96, [lb/lb mol]
Ma: Peso molecular aparente de la mezcla de gas, [lb/lb mol]
p: Presion, [psia]
T: Temperatura, [R]
R: Constante de los gase, 10.73 [psiaft3/lb moloR]
3.2.4. Factor de Compresibilidad (z) de los Gases (Com-
portamiento de los Gases Reales)
A valores altos de presion y temperatura, los gases reales se comportan distinto a
los gases ideales (pV = nRT). La razon, es que para la creacion de la ley de los
gases ideales, se asumio que el volumen de las moleculas es insignificante y que
no existe atraccion o repulsion molecular entre ellas, lo cual no es el caso para los
gases reales[9]. Para poder expresar con exactitud la relacion entre las variablesp, T y V; se introduce dentro de la ecuacion de los gases ideales un factor adi-
mensional (z) llamado factor de compresibilidad del gas, que es definido como la
relacion entre el volumen actual de n-moles de gas a ciertas condiciones de pre-
sion y temperatura, y el volumen ideal del mismo numero de moles a las mismas
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condiciones de presion y temperatura:
z=Vactual
Videal=
V p
nRT (3.4)
Existen varias correlaciones para calcular el factor de compresibilidad del gas (z)
y que sutituyen al calculo grafico propuesto por Standing-Katz. Una de estas cor-
relaciones es la de Hall-Yarborough [9], la cual esta basada en la ecuacion de estado
de Starling-Carnahan y esta expresada por medio de la siguiente ecuacion:
z= 0,06125 psr t e1,2(1t2)
1
y (3.5)
Dondet= TscT
yyes la densidad reducida obtenida al resolver la siguiente ecuacion:
Apsr+y + y2 + y3 y4
(1 y)3 By2 + CyD = 0 (3.6)
Donde:
A= 0,06125 t e1,2(1t)2
B= 14,76 t 9,76 t2 + 4,58 t3
C= 90,7 t 242,2 t2 + 42,2 t3
D= 1,18 + 1,82 t
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g: Gravedad especfica del gas
AP I: Gravedad API
La tabla 3.2, define el rango de valores de las variables independientes de la
ecuacion3.9.
Tabla 3.2: Rango de variables para el calculo de la densidad del petroleo
Presion Inicial [psia] 100 - 1315
Gravedad Especfica del Gas 0,5086 - 0,74
Temperatura [oF] 124 - 330
Gravedad API 7,4 - 14,5Rs [scf/STB] 12 - 111
3.2.7. Gravedad Especfica del crudo (o)
Se define como la relacion entre la densidad del crudo (o) y la densidad del agua
(o), esta ultima a condiciones estandar (T=60Fy p=14,7 psia):
o= ow
(3.10)
Donde:
o: Gravedad especfica del petroleo
o: Densidad del petroleo, [lb/f t3]
w: Densidad del agua, [lb/f t3]
La gravedad especfica, es una de las propiedades mas utilizadas para la clasifi-
cacion del crudo; sin embargo, es preferible utilizar la gravedad API (AP I) como
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saturacion
Rs: Solubilidad del gas en el petroleo, [scf/ST B]
T: Temperatura del yacimiento, [oF]
AP I: Gravedad API
La tabla 3.4, define el rango de valores de las variables independientes de la
ecuacion anterior.
Tabla 3.4: Rango de variables para el calculo de la viscosidad del petroleo
Presion Inicial [psia] 115 - 1250
Temperatura [oF] 130 - 142
Gravedad API 9,1 - 14,5Rs [scf/STB] 10 - 115
3.2.10. Factor Volumetrico del Petroleo (o)
Es un factor que representa el volumen de petroleo saturado con gas, a la presion
y temperatura del yacimiento, por unidad volumetrica de petroleo a condiciones
normales. Se denota por el smbolo o y se expresa generalmente en unidades debarriles de yacimiento (bbl) por unidades de barriles a condiciones normales (ST B)
[17].
o = Volumen de petroleo+gas en solucion a condiciones de yacimiento
Volumen de petroleo en el tanque de almacenamiento a condiciones estandar(3.14)
La figura3.5,muestra el comportamiento del factor volumetrico del petroleo (o)
con respecto a los cambios de presion en el yacimiento.
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Figura 3.5: Comportamiento del factor volumetrico del petroleo frente a loscambios de presion
El volumen de petroleo que entra en los tanques en superficie, es menor al volumen
de petroleo que fluye dentro del pozo desde el yacimiento. Esta diferencia es con-
secuencia del gas en solucion en el petroleo. Tal y como se ve en la figura anterior,
al disminuir la presion (desde una presion mayor a la presion de burbuja), dicho
gas en solucion aumenta su volumen, produciendo un aumento en el volumen de
petroleo y por lo tanto en el o. Al llegar a la presion de burbuja, el crudo se en-cuentra saturado con el gas en solucion. En este punto, todava se tiene una mezcla
monofasica, y el o es maximo. Por debajo del punto de burbuja, se comienza a
crear una fase de gas libre, lo que trae como consecuencia que disminuya el volu-
men de petroleo y por lo tanto el o.
En 2005, Laineth Lopez [14,15], obtuvo una correlacion que representa el compor-
tamiento del factor volumetrico de crudos pesados y extrapesados de los Bloques
Bare y Arecuna a presiones menores o iguales a la presion de burbuja. La ecuacion
3.15, muestra dicha expresion:
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o = 0, 93176 + 0, 000422061T+ 0, 000372363Rs+
+ 0, 0545485g+ 0, 00159098AP I (3.15)
Donde:
o: Factor volumetrico del petroleo, [bbl/STB]
T: Temperatura del yacimiento, [oF]
Rs: Solubilidad del gas en el petroleo, [scf/ST B]
g: Gravedad especfica del gas
AP I: Gravedad API del crudo residual
La tabla 3.5, define el rango de valores de las variables independientes de la
ecuacion anterior.
Tabla 3.5: Rango de variables para el calculo de o
Presion Inicial [psia] 100 - 1315
Gravedad Especfica del Gas 0,5086 - 0,74
Temperatura [oF] 124 - 330Gravedad API 7,4 - 14,5
Rs [scf/STB] 12 - 111
Tal y como se menciono anteriormente, a presiones mayores que la presion de
burbuja, el factor volumetrico del petroleo disminuye debido a la compresion del
petroleo. Para calcular el efecto de la compresion del petroleo en el o, se calcula
este ultimo a la presion de burbuja por medio de la ecuacion3.15,para luego calcu-lar su valor por encima de la presion de burbuja por medio de la siguiente ecuacion:
o = obe[co(ppb)] (3.16)
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co = Rs
o(0, 83p + 21, 75)
0, 00014go
Rs
go+ 1, 25 (T 460)
0,12 g
(3.20)
Donde:
p: Presion, [lpca]
T: Temperatura, [F]
g: Factor volumetrico del gas a la presion p, [bbl/scf] (utilizar la ecuacion4.4 de
la pagina95Rs: Solubilidad del gas a la presion p, [scf/STB]
o: Factor volumetrico del petroleo a la presion p, [bbl/STB]
o: Gravedad especfica del crudo en el tanque de almacenamiento
g: Gravedad especfica del gas
La figura3.7,muestra la variacion de co con respecto a los cambios de presion.
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Figura 3.10:Acondicionamiento de pozo
caso py =pb > pwf
Figura 3.11:Acondicionamiento de pozo
casopy > pb > pwf
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El proceso comienza a presion igual a la presion de burbujeo y a una tempera-
tura igual a la del yacimiento, la cual permanecera constante. Luego, la muestra
es expandida por etapas (mientras se agita la celda para lograr el equilibrio en-
tre las fases) hasta alcanzar la presion atmosferica (14,7 psia) y ya no exista gas
en solucion. El gas liberado en cada etapa de reduccion de presion del proceso,
es extrado de la celda, por lo que la composicion total del sistema variara en ca-
da etapa. La figura3.13, muestra las etapas de un proceso de liberacion diferencial.
Figura 3.13: Prueba de liberacion diferencial
[26]
Por medio de este proceso, se obtienen los siguientes parametros:
Relacion Gas-Petroleo en solucion, Rs
Factor Volumetrico del Petroleo,o
Factor Volumetrico Total, t
Densidad del Petroleo a presiones menores a pb, o
Factor de Compresibilidad del Gas, z
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de manera continua; (b) habra poca produccion de agua debido a la ausencia de
acuferos; y (c) la relacion gas-petroleo aumentara rapidamente luego de alcanzar
la presion de burbuja y de sobrepasar la saturacion crtica del gas (ver figura3.14,
seccion3.8, pagina74).
Dos fases pueden ser distinguidas en yacimientos que presenten este tipo de me-
canismo de produccion: (a) cuando el yacimiento se encuentra subsaturado y (b)
cuando el yacimiento se encuentra por debajo de la presion de burbuja (satura-
do) y existe una fase libre de gas. En la primera etapa la relaci on gas-petroleo
instantanea permanecera constante hasta la presion de burbuja, mientras que la
presion declinara rapidamente, por otra parte no existira capa de gas en esta etapa
por lo que para efectos de uso de la ecuacion de balance de materiales,m = 0. Con
respecto a la segunda etapa, la relacion gas-petroleo instantanea disminuira hasta
alcanzar la saturacion crtica de gas, punto donde comenzara a aumentar hasta
cierto valor de presion. En esta etapa la presion no declinara tan rapidamente
como en la primera, debido a la presencia de una capa de gas consecuencia de la
salida del gas de la solucion.
La produccion de petroleo por medio del mecanismo de empuje por agotamiento
de presion, es tambien el mecanismo de recobro menos eficiente, resultado de la
formacion de gas a lo largo del yacimiento. En este tipo de yacimientos existira una
gran cantidad de petroleo remanente, por lo que son los mejores candidatos para
procesos de produccion secundaria. El recobro final de estos yacimientos vara
desde menos de 5 % hasta 30 % de recuperacion del POES.
3.6.3. Empuje por Capa de Gas
Los yacimientos de este tipo, se identifican por la presencia de una capa de gas, la
cual genera la energa natural necesaria para producir el petroleo del yacimiento,debido a su expansion y a la expansion del gas en solucion liberado.
Este tipo de mecanismo de produccion, se caracteriza por: (a) tener una cada de
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3.7. Estudio del Comportamiento de los Yacimien-
tos (Ecuacion de Balance de Materiales)
3.7.1. Ecuacion de Balance de Materiales (EBM)
La ecuacion de balance de materiales (EBM), es la herramienta basica de los in-
genieros de petroleo para la interpretacion y prediccion del comportamiento de los
yacimientos, el calculo o estimacion de los volumenes inicales de hidrocarburos y
para la prediccion del recobro final de hidrocarburos bajo varios tipos de mecanis-
mos de empuje.
La ecuacion de balance de materiales en su forma mas sencilla, puede ser expresada
como:
Volumen inicial = Volumen Remanente + Volumen Removido
Si se trata al yacimiento como una caja, entonces la expresion anterior puede ser
expresada como la suma de:
1. Volumen poroso ocupado por el petroleo original en sitio:Expresado
como:
Volumen poroso ocupado por el petroleo original en sitio = N oi
Donde:
N: Petroleo origonal en sitio, [ST B]
oi: Factor volumetrico del petroleo a la presion inicial de yacimiento, [bbl/STB]
2. Volumen poroso ocupado por el gas en la capa de gas: Expresado
como:
Volumen de la capa de gas = G = mNoi
Donde m es un parametro adimensional que representa la relacion entre el
volumen de gas inicial y el volumen original de petr oleo.
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Y que:
ce = Soico+Swicw+cf
1Swi
Se puede expresar entonces la ecuacion de balance de materiales para un yacimien-
to subsaturado como:
N= Npooicep
(3.25)
Ecuacion de Balance de Materiales para Yacimientos Saturados
Para yacimientos cuya presion sea igual a la presion de burbuja, la ecuacion de
balance de materiales planteada en la ecuacion3.23, puede ser simplificada asu-
miendo que la expansion del gas, es mucho mayor a la expansion de la roca y del
agua, y que el yacimiento es un yacimiento volumetrico y sin inyeccion de fluidos;
quedando entonces como:
N= Npo+ (Gp NpRs) g(o oi) + (Rsi Rs) g
(3.26)
3.7.2. Consideraciones Basicas de la Ecuacion de Balance
de Materiales
Los calculos de la EBM, estan basados en cambios en las condiciones del yacimientoen periodos cortos de tiempo durante la historia de produccion. Las consideraciones
basicas de la EBM son las siguientes [9]:
Se asume temperatura constante
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3.8.2. Metodo de Tracy
Tracy en 1955, sugirio que la ecuacion general de balance de materiales poda ser
reacomodada y expresada en terminos de tres (3) funciones de variables PVT. Los
calculos del metodo de Tracy se proponene para una serie de cadas de presiondesde una presion conocida del yacimiento hasta una presion supuesta.
3.8.3. Metodo de Muskat
En 1945, Muskat hizo uso de la ecuacion de balance de materiales en forma dife-
rencial. Muskat considero al yacimiento como un medio poroso homogeneo y de
presion uniforme.
3.8.4. Metodo de Tarner
En 1944, Tarner sugirio una tecnica iterativa para la prediccion del petroleo pro-
ducido acumulado Np y del gas producido acumulado Gp como funcion de la pre-
sion del yacimiento. El metodo se basa en la solucion de la ecuacion de balance
de materiales y de la ecuacion de la relacion gas-petroleo instantanea (GOR) para
una cada de presion desde p1 hasta p2. este metodo puede ser utilizado para
la prediccion el comportamiento de los yacimientos bajo diferentes mecanismos
de produccion. Para el uso de la metodologa de Tarner, es necesario conocer laspropiedades fsicas de los fluidos del yacimiento. Un valor especfico de petroleo
original en sitio (N) no es necesario.
Siendo este el metodo de prediccion del comportamiento del yacimiento a emplear
como parte de la metodologa del trabajo de investigacion, el mismo sera amplia-
mente explicado en el captulo 4.
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4.5.1. Recopilacion Teorica
La investigacion tecnica y bibliografica necesaria para la realizacion del estudio
planteado se obtuvo a traves de la aplicacion RIPPET (Red de Informacion
Petrolera y Petroqumica), de la revision de informes tecnicos, reportes y trabajosespeciales de grado. De esta investigacion, se verificaron entre otros, los parametros
que afectan la solubilidad del gas en el crudo, las metodologas de recombinacion
utilizadas en PDVSA Intevep, los parametros necesarios para la relizacion del tra-
bajo experimiental (RGP de la muestra de fondo, Tyac y pyac), la metodologa
de muestreo, las diferentes correlaciones con las que se calcularan las propiedades
PVT de los fluidos estudiados y las variables que intervienen en el calculo de factor
de recobro y otros valores por medio del metodo iterativo de Tarner, en especial
la presion inicial de los yacimientos estudiados, la presion actual, la presion deburbuja de cada uno, el POES y la saturacion inicial de agua.
4.5.2. Identificacion de Parametros que Afectan la Solubi-
lidad del Gas en el Crudo
El proceso de recombinacion de muestras de gas y de crudo, consiste en hacer
que el gas entre en solucion dentro del crudo a ciertas condiciones de presi on y
temperatura. Son justamente estos parametros los que afectan la solubilidad del
gas dentro de un crudo, haciendo que esta sea mayor o menor en algunos de los
casos de la siguiente manera:
La solubilidad de un gas en un lquido aumenta a medida que aumenta la
presion [24], [30]; es decir que la solubilidad de un gas es proporcional a la
presion. Para este trabajo la presion de burbuja (tablas4.1y4.2) representa
la presion de yacimiento, por lo que para el proceso de recombinacion se
tomo una presion de 1500 psiapor ser esta mayor que la presion de burbuja
de cada una de las muestras.
La solubilidad de ciertos gases; como por ejemplo el metano, aumenta con
la disminucion de la temperatura. La figura3.8, [22], muestra que para el
caso del metano, el mayor valor de solubilidad se obtiene a temperaturas
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Tabla 4.6: Valores de parametros de recombinacion de muestras de superficie de
los procesos C y D
Procesos de Recombinacion C y DPresion de recombinacion [psia] 1500
Temperatura de recombinacion [oF] Tyac
Tabla 4.7: Valores de parametros de recombinacion de muestras de superficie de
los procesos E y F
Procesos de Recombinacion E y F
Presion de recombinacion [psia] pb
Temperatura de recombinacion [oF] 80
4.5.4. Toma de Muestras
La toma de muestra fue realizada en los Bloques Bare y Arecuna del Area Ayacu-
cho, especficamente en los pozos MFB-505 del Bloque Bare, MFA-214 del Bloque
Arecuna. Las muestras fueron tomadas del cabezal de los pozos, tomando el gas del
casing, y el lquido directamente del tubing. La toma de gas se realizo por medio
de la tecnica de llenado de recipiente despresurizado (seccion3.5.3 60), mientras
que el lquido fue llevado directamente al recipiente de muestreo. Las tablas 4.8 y
4.9, muestran la informacion de las condiciones de presion de casing y de tubing
de los pozos al momento del muestreo.
Tabla 4.8: Informacion de toma de muestra de pozo del Bloque Bare
Bloque Bare
Pozo MFB-505
pcasing [psi] 150
ptubing [psi] 137
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Manejo y Transferencia de Muestras de Lquido
Las muestras de lquido fueron transferidas directamente del cabezal del pozo al
recipiente de recoleccion. En el laboratorio, se transfirieron las muestras de lquido
de cada uno de los pozos directamente del envase de recoleccion a cilindros depiston.
4.5.5. Separacion Instantanea o Flash
En los procesos de separacion flash, se utilizaron los siguientes equipos: equipo
PVT Ruska con mercurio, gasometro de doble celda, viales (separadores), bomba
de vaco, balanza electronica, lneas y conexiones.
Para poder realizar los calculos de relacion-gas petroleo (RGP) de las muestras
recombinadas, se realizaron procesos de separacion flash. La separacion flash con-
siste en separar el gas del lquido de una manera instantanea; al hacerlo pasar
desde una presion y temperatura incial cualesquiera, hasta una presion igual a la
presion y temperatura atmosfericas. Para esto, se conecta un pequeno vial a la
celda PVT. El vial por su parte, estara conectado a un gasometro que servira para
la medicion de volumenes de gas. La celda PVT estara a la presion y temperatu-
ra del yacimiento o de la prueba de recombinacion, mientras que el vial estara a
condiciones atmosfericas. Al abrir la valvula de la celda PVT, el fluido pasara por
diferencias de presiones de la celda al vial. Debido a esta diferencia de presiones,
el gas que se encontraba en solucion dentro del lquido, se liberara de este ulti-
mo de forma instantanea. El gas liberado, pasara del vial al gasometro, donde se
medira la cantidad de gas liberado, mientras que el lquido se quedara en el vial.
Para realizar estudios de composicion al gas obtenido de una separacion flash, se
transfiere el gas liberado de la prueba y almacenado en el gasometro, a un cilindro
al cual se le realizo vaco. El gas pasara del gasometro al cilindro por diferencias
de presiones. Una vez que el gas haya entrado por completo dentro del cilindro,
este ultimo sera introducido en un recipiente con nitrogeno lquido por un perodo
de 2minpara comprimir el gas. Luego de comprimir el gas, el cilindro sera puesto
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Factor de Compresibilidad del Gas (zg)
El factor de compresibilidad del gas es calculado por medio de la correlacion de
Hall-Yarborough (1973) [9]:
z= 0,06125 psr t e1,2(1t2)
1
y (4.2)
Donde t= TscT
y y es la densidad reducida obtenida de la solucion de la siguiente
ecuacion:
Apsr+ y + y2
+ y3
y4
(1 y)3 By2 + CyD = 0 (4.3)
Donde:
A= 0,06125 t e1,2(1t)2
B= 14,76 t 9,76 t2 + 4,58 t3
C= 90,7 t 242,2 t2 + 42,2 t3
D= 1,18 + 1,82 t
A su vez los valores de psc y Tsc, se obtienen de las correlaciones de Erbar, asu-
miendo que no existen acumulaciones significativas de N, C O2 niH2S.
Factor Volumetrico del Gas (g)
La ecuacion utilizada fue la siguiene:
g = 0,00504
zT
p
(4.4)
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Donde:
o: Factor volumetrico del petroleo, [bbl/ST B]
T: Temperatura del yacimiento, [oF]
Rs: Solubilidad del gas en el petroleo, [scf/ST B]
g: Gravedad especfica del gas
AP I: Gravedad API del crudo residual
La tabla3.5(captulo3, seccion3.2.10, pagina36), muestra el rango de aplicacion
de la ecuacion anterior.
Factor Volumetrico Total (t)
Se utilizo la siguiente ecuacion:
t = o+ g (Rsi Rs) (4.8)
Viscosidad del Petroleo (o)
Se utilizo la correlacion creada por Laineth Lopez [14], [15], para crudos pesados y
extrapesados de los Campos Bare y Arecuna. La siguiente ecuacion muestra dicha
expresion:
o = e15,21270,0339308T0,000113009p0,00194864Rs0,374708API (4.9)
Donde:
o: Viscosidad del petroleo saturado, [cp]
p: Presion del yacimiento, [psia]; para crudos saturados y por debajo de presion
de saturacion
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Rs: Solubilidad del gas en el petroleo, [scf/ST B]
T: Temperatura del yacimiento, [oF]
AP I: Gravedad API
La tabla3.4(captulo3,seccion3.5.4,pagina34), muestra el rango de aplicacion
de la ecuacion anterior.
Gas en Solucion (Rs)
Se utilizo la correlacion creada por Laineth Lopez [14], [15], para crudos pesados y
extrapesados de los Campos Bare y Arecuna. La siguiente ecuacion muestra dicha
expresion:
Rs = 36, 6135 + 0, 0830159p 0, 052482T+
+ 51, 479g+ 1, 98597AP I (4.10)
Donde:
Rs: Solubilidad del gas a la presion p, [scf/STB]p: Presion, [psia]
T: Temperatura, [F]
g: Gravedad especfica del gas liberado
AP I: Gravedad API del crudo residual
La tabla3.6(captulo3, seccion3.2.13, pagina43), muestra el rango de aplicacion
de la ecuacion anterior.
4.5.8. Metodo de Prediccion de Tarner
Por medio del metodo de Tarner, se puede predecir (segun la ecuacion de balance
de materiales y la ecuacion de la relacion gas petroleo instantanea) la produccion
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acumulada de gas y petroleo,Gpy Np respectivamente, como funcion de la presion
del yacimiento. Tanto los valores de las propiedades PVT senaladas, como el POES
(N) del yacimiento, la saturacion de agua inicial (Swi) del yacimiento y la presion
de abandono (pa), constituyen los datos de entrada para el c alculo del factor de
recobro.
Los siguientes, son los pasos que se siguen para calcular Gp yNp de un yacimiento
saturado (py = pb) por medio del metodo de Tarner:
1. Se selecciona una presion p2 por debajo de la presion inicial del yacimiento
(con p1 = pb), y se obtiene la data PVT necesaria para esa presi on p2. Los
valores Np1 y Gp1 a la presion de burbuja (presion inicial del yacimiento)
seran iguales a cero.
2. Se estima la produccion acumulada de petroleo Np2 a la presion p2.
3. Con el valor de Np2, se calcula el valor de la produccion acumulada de gas
Gp2despejandola de la EBM para yacimientos saturados (ecuacion3.26). Del
despeje se obtiene:
Gp2= N
(Rsi Rs) oi og
Np2
og
Rs
(4.11)
Donde:
Gp2: Produccion acumulada de gas a la presionp2, [scf]
N: Petroleo original en sitio (POES), [ST B]
Np2: Produccion acumulada de petroleo al presionp2, [ST B]
Rsi: Gas en solucion a la presion inicial, [scf/ST B]Rs: Gas en solucion a la presion p2, [scf/ST B]
oi: Factor volumetrico del petroleo a la presion inicial, [bbl/ST B]
o: Factor volumetrico del petroleo a la presion p2, [bbl/ST B]
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g: Factor volumetrico del gas a la presionp2, [bbl/scf]
Consideraciones Tecnicas
El valor deNno afecta los resultados obtenidos de la aplicacion del metodo,por lo que puede tomar cualquier valor[31].
4. Se calculan las saturaciones de gas y de petroleo a la Np2 asumida y se se-
lecciona la presionp2al aplicar las ecuaciones3.31y3.30respectivamente, o:
So = (1 Swi) 1 Np2N
ooi
So = (1 Swi)
1 Np2N
ooi
Sg = 1 So Swi
5. Se determina la relacionKrg/Kro correspondiente a la presionp2, y con ella
se calcula la relacion gas-petroleo instantanea a la presion p2 ((GOR)2) por
medio de la siguiente ecuacion:
(GOR)2=
Rs+
KrgKro
oogg
2
(4.12)
Consideraciones tecnicas
Si no se cuenta con datos de laboratorio correspondientes a los valores de
Krg yKro, se utilizan las siguientes ecuaciones derivadas por Corey:
Ko= (S
o)4
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4.6. Descripcion de Herramientas y Equipos Uti-
lizados
4.6.1. Herramientas y Equipos Computacionales
Red de Informacion Petrolera y Petroqumica (RIPPET R)
El RIPPET es un sistema en lnea que permite el acceso a publicaciones de trabajos
de investigacion desarrollados en la empresa. En el sistema se puede encontrar
documentacion tecnica, as como tambien charlas, simposium etc.
Figura 4.3: Pantalla Principal de Red de Informacion Petrolera y Petroqumica
(RIPPET)
Hoja de Calculo de Microsoft (Excel)
Aplicacion de Microsoft, integrada en el entorno Windows, que tiene como finali-
dad la realizacion de calculos para la obtencion de datos y su representacion grafica
para faciltar su interpretacion.
Por medio de la utilizacion de Excel, fue posible para este trabajo, presentar los
resultados en tablas y en graficas de presion vs tiempo y volumen vs tiempo, de
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los procesos de recombinacion planteados y aplicados a cada muestra de fluido.
Matlab R
MATLAB Res una aplicacion de computacion que integra programacion de calculonumerico (orientado a matrices y vectores), y visualizacion, donde las soluciones
son presentadas en notacion matematica. El programa permite entre otras: (a)
realizar operaciones matematicas; (b) desarrollar algoritmos; (c) adquirir, analizar,
explorar y visualizar datos; (d) modelaje y simular procesos; (e) realizar graficos
cientficos y de ingeniera.
Por medio de la utilizacion de Matlab R, se obtienen para este trabajo de inves-
tigacion, las graficas y tablas de las propiedads PVT de los fluidos, las gr aficas ytablas de los datos de produccion y calculo de factor de recobro para cada fluido,
y por ultimo las grafica y tablas comparativas de prediccion de factor de recobro
para cada fluido.
Figura 4.4: Pantalla Principal de Matlab R
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Algoritmo blackoilPVT
blackoilPVT [32], fue utilizado para el calculo de las propiedades PVT de petroleos
negros pesados y extrapesados por medio de las correlaciones descritas en parrafos
anteriores. El algoritmo arroja como resultado las graficas de Rs vsp, o vsp, g
vs p y zg vsp, as como una tabla con los valores deRs, o, g, zg, oyg.
Algoritmo forecast
forecast [31], consiste en un par de modulos realizados en Matlab R, cuyas
funciones se mencionan a continuacion:
. forecast: Ejecucion de cualquiera de los metodos de prediccion (Tracy,
Muskat, Tarner), obteniendo como salida las graficas de p vs Np/N, p vsNp, GOR vs p y Gp vsp junto con una tabla de resultados.
. forecast comparison: Ejecucion de los tres metodos en conjunto. Como re-
sultado se obtienen las graficas de cada uno de los metodos y adicionalmente
se obtienen dos graficas, las cuales muestran la produccion estimada por cada
uno de los metodos de prediccion en conjunto.
La figura mostrada en la pagina siguiente, muestra el diagrama de flujo del algo-
ritmo forecast.
Algoritmo tarner comparison
Modulo realizado en Matlab R, que tiene como funcion, presentar graficamente
los valores de factor de recobro vs presion, obtenidos de la aplicacion del metodo
de prediccion de Tarner para diferentes valores de relacion gas-petroleo (RGP).
De igual manera, el algoritmo presenta una tabla de resultados de presion y factor
de recobro.
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4.6.2. Herramientas y Equipos de Laboratorio
Celda PVT Ruska con Mercurio
La celda PVT Ruska con mercurio, es utilizada para el estudio PVT de muestras
monofasicas de fluidos de yacimientos. Cuenta con un volumen maximo de 500 cc,
y una presion maxima de trabajo de 10.000 psia. La celda se encuentra en un ba no
de aceite en constante agitacion a una temperatura maxima de 300F (150C). La
temperatura del bano termico es controlada por medio de una termocupla con un
rango de operacion de 0-3500F, una apreciacion de 1.5Fy una potencia de 230
V. La celda es completamente hermetica, y es presurizada con mercurio, el cual
actua como piston y agitador. Para controlar la presion de la celda se cuenta con
una bomba manual de desplazamiento positivo la cual tiene un rango de operacion
de 0,000-250 mm de mercurio y con una apreciacion de 0,001 mm de mercurio.
Para la medicion de la presion, la celda cuenta con un manometro marca Heise
Newton, la cual tiene un rango de operacion de 15-10.000 psia y una apreciacion
de 10psia. Un motor de agitacion, permite la agitacion de la celda PVT. La figura
4.6, muestra una celda PVT Ruska con mercurio.
Figura 4.6: Celda PVT Ruska con mercurio
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Gasometro de Doble Celda
De marca Ruska, tiene una capacidad total de 3.000 cc distribuida entre las dos
camaras de almacenamiento de la siguiente manera: (a) 2.000 cc la camara izquier-
da con una apreciacion de 2 cc; y (b) 1.000 cc la camara derecha con una apreciacionde 1 cc. La presion maxima de trabajo del gasometro es de 50 in de agua (1,8 psia).
La figura4.7,muestra un gasometro de doble celda.
Figura 4.7: Gasometro de doble celda
Bomba de Desplazamiento Positivo ISCO
Marca Isco. Su funcionamiento consiste en un tornillo infinito que empuja el agua
desde el recipiente almacenador hasta la salida de la bomba. La bomba utilizada
(Modelo 260D), consta con una rango de 0-7500 psi, con una apreciacion de 1 psi.
La figura4.8,muestra la bomba de desplazamiento positivo utilizada.
Compresor de GasMaraca Haskel Inc. El compresor utilizado es del tipo dos etapas. Consta con una
presion maxima de entrada de 3.500 psi y una presi on maxima de salida de 20.000
psi. La figura4.9, muestra un compresor de gas.
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Cilindro de Recoleccion y Analisis de Muestras de Gas
La figura4.10,muestra los cilindros utilizados para el analisis del gas liberado en
una separacion flash. Los cilindros tienen un volumen maximo de 150 cc y resisten
una presion maxima de 1.800 psia.
Figura 4.10: Cilindro para recoleccion y analisis de muestras de gas
Cilindro con Piston Flotante
La figura4.11, muestra un cilindro con piston flotante utilizados para el almace-
namiento e inyeccion de los fluidos. El piston puede ser desplazado por agua, y
separa al cilindro en dos camaras, una donde se transferira la muestra (bien sea de
gas o lquido), y otra camara donde se inyectara el agua que desplazara al piston.
Los cilindros con piston flotante, tienen un volumen maximo de 750 cc y resisten
una presion maxima de 10.000 psia.
Cilindros para Toma de Muestras de GasLa figura 4.11, muestra un cilindro para la toma de muestra de gas. El cilindro
tiene una capacidad maxima de 20 lts y resisten una presion maxima de 80 psia.
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Figura 4.11: Cilindro con piston flotante (a) y cilindro para recoleccion demuestras de gas (b)
Envase para Toma de Muestra de Lquido
La figura4.12, muestra un envase para la toma de muestra de lquido. El mismo
tiene una capacidad de 25 litros.
Figura 4.12: Envase para toma de muestra de lquido
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De un estudio de simulacion realizado sobre el yacimiento [35], se conto con data
petrofsica que fue utilizada para el calculo del POES (por medio de programas
de simulacion) y saturacion de agua en la zona de petroleo. Los valores obtenidos
son respectivamente de 271 MMSTB y 21%.
La tabla5.3 resume las caractersticas del yacimiento MFA-2 del bloque Arecuna.
Tabla 5.3: Datos de pozo MFB-505
Pozo MFA-214
Bloque Arecuna
Yacimiento MFA-2Arena U3
pi [psia] 1200
pb [psia] 1005
Tyac. [oF] 140
pactual [psia]
RGPfondo [scf/STB] 97oAP I 9.8
POES [MMSTB] 271.3Sw [ %] 21
5.2. Toma de Muestras
Las tablas5.4y5.5muestran los resultados obtenidos luego de aplicar los proce-
dimientos para la toma de muestras de crudo muerto y gas del cabezal de los pozos
MFB-505 del Bloque Bare y MFA-214 del Bloque Arecuna respectivamente.
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Tabla 5.4: Informacion de toma de muestra de pozo del Bloque Bare
Cantidad de gas tomado 60 lts (*)
Cantidad de lquido tomado 25 lts
(*) Dicho volumen distribuido en 3 cilindros de recolecc