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Caracterización Física de los Yacimientos
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Caracterización Física de los Yacimientos
CONTENIDO
1. Caracterización Termodinámica de los Yacimientos
2. Muestras y Pruebas PVT
3. Correlaciones para estimar propiedades PVT
4. Variación de la composición de la mezcla con profundidad
5. Propiedades del Gas Natural
6. Propiedades Petrofísicas
7. Compresibilidad
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INTRODUCCION
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Fáctores físicos que controlan el comportamientode fases
• Presión• Temperatura• Atracción Molecular• Repulsión Molecular
• Presión• Atracción Molecular
• Temperatura• Repulsión Molecular
Confinanlas moléculas
Dispersanlas moléculas
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Diagrama de fases de una mezcla de Gas natural-Gasolina natural2
130060 80 100 120 140 160 180 200 220 240 260
1400
1500
1600
1700
1800
1900
2000
2100
2200
2300
2400
2500
2600
2700
c
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Diagrama de Fases de una mezcla de gasnatural - gasolina natural2
60
27002600
100%90%80%70%60%
50%
40%
30%
20%10%
25002400
230022002100
20001900
180017001600150014001300
80 100 120 140 160TEMPERATURA, °F
GAS
0%
LÍQUIDOA % LÍQUIDO
PR
ES
IÓN
, Lp
ca
180 200 220 240 260
LÍQUIDO + VAPOR (GAS)
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Diagrama de fases generalizado de un gas condensado
PRES
IÓN
Lpc
a
TEM PERATU RA °F
R
T
A
C
C U RVA D E BU RBU J EO
1 00 % G A S
20% LÍQ U ID O40% LÍQ U ID O
60% LÍQ U ID O80% LÍQ U ID O
100% LÍQ U ID O
C U RVA D E RO C IO
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Diagrama de fases para diferentes tiposde crudos y gases
PR
ES
IÓN
TEM PERATU R A
Pcdb
Pcdb
Tcdt
Tcdt
Tcdt
Tc (Tcdt)
G as Seco
G as C ondensado
Petró leo Volatil
Petró leo N egro
Pc
Pc
Pc (Pcdb)
Pc
Pcdb
Tc
Tc
Tc
C
C
C
C
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Clasificación de los yacimientos en basea los hidrocarburos que contienen
Yacimientos de Gas 1. Gas seco
2. Gas Húmedo
3. Gas Condensado
Yacimientos de
Petróleo
1. Petróleo de altavolatilidad(Cuasicrítico)
2. Petróleo de bajavolatilidad(Petróleo negro)
a) Livianob) Medianoc) Pesadod) Extrapesado
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Composiciones típicas de mezclas provenientesde yacimientos de hidrocarburos
Componente Gas condensado Petróleo volátil Petróleo negro
C1
C2
C3
iC4-nC4
iC5-nC5
C6
C7+
MC7+
RGL, PCN/BN
Líquido de
tanque
Gas seco Gas húmedo
96.0
2.0
1.0
0.5
0.5
-
-
-
-
API
color
90.0
3.0
2.0
2.0
1.0
0.5
1.5
115
26000
60°
IncoloroAmarillo Claro
75.0
7.0
4.5
3.0
2.0
2.5
6.0
125
7000
55°
Amarillo ClaroAmarillo
Amarillo Oscuro
Negro
60.0
8.0
4.0
4.0
3.0
4.0
17.0
180
2000
50°
48.83
2.75
1.93
1.60
1.15
1.59
42.15
225
625
34.3°
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Diagrama de fases de los fluidos de un yacimientode petróleo negro con capa de gas
PR
ES
IÓN
TEMPERATURA
PRESION INICIALDEL YACIMIENTO
TEMPERATURADEL YACIMIENTO FLUIDO TOTAL
DEL YACIMIENTO
GAS Cg
C
LIQUIDO(PETRÓLEO)
SEPARADOR
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Clasificación de los Yacimientos en baseal diagrama de fases6
PR
ES
IÓN
DE
L Y
AC
IMIE
NT
O L
pca
TEM PER ATU R A D EL YAC IM IEN TO °F
4000
3500
3000
2500
2000
1500
1000
5000 50 100 150 200 250
PUNTO DE
BURBUJEO
VOLUMEN DEL LIQ
UIDO
PU N TOC R ÍTIC O
PU N TOD E R O C IO
PU
NT
O D
EC
OIN
CID
EN
CIA
TE
RM
ICO
= 2
50°F
CA
MIN
O S
EG
UID
O P
OR
EL
FLU
IDO
DE
L Y
AC
IMIE
NT
O
Te=
127
°F
CA
MIN
O S
EG
UID
O P
OR
EL
FLU
IDO
PR
OD
UC
IDO
C
300 350
50%
40%
20%
10%
5%
0%A 2 B3
A1
B2
B
D
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Rango de los parámetros de propiedadespara diferentes tipos de yacimientos
Gas seco Gas condensado Petróleo volátil Petróleo negro
> 100.000 5.000 a 10.000 2.000 a 5.000 < 2.000Relación Gas-líquido (Pet. O Cond.) PCN/BN
-------- 40 - 60° > 40° £ 40°Gravedad API del líquido de tanque
-------- Incoloro
Amarillo claro
Amarillo oscuro Negro verde-oscuro
Color del líquido
del tanque
--------Factor volumétrico del petróleo (o cond.) BY/BN > 1.5 < 1.5
C1 > 90%
C5 +< 1%
Composición del
fluido original
C7 + < 12.5%
C1 > 60%
C7 + > 12.5%
C1 + £ 60%
C7 + > 40%
C1 < 50%
--------
> Tcdt * 200 - 400 °F
TC < T < TcdtT » TC**
T < TCTemperatura del Yacimiento
* Temperatura Cricondentérmica
** Temperatura Crítica
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Caracterización Física de los Yacimientos
Parámetros para Clasificar Yacimientos en Base a la Mezcla de Hidrocarburos
A) Medidos en Campo:•Presión•Temperatura•RGP•Gravedad API•Color del Líquido de tanque
B) Medidos en laboratorio:•Se usan muestras represen-•tativas•Simulan comportamiento de fluidos durante agotamiento isotérmico de presión.
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Caracterización Física de los Yacimientos
Caracterización Termodinámica
De los Yacimientos
CAPÍTULO 1
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Caracterización Física de los Yacimientos
Parámetros para Clasificar Yacimientos en Base a la Mezcla de Hidrocarburos
A) Medidos en Campo:•Presión•Temperatura•RGP•Gravedad API•Color del Líquido de tanque
B) Medidos en laboratorio:•Se usan muestras represen-•tativas•Simulan comportamiento de fluidos durante agotamiento isotérmico de presión.
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Yacimientos de Gas Seco
• Ty > Tcdt
•La mezcla de hidrocarburos se mantiene en fase gaseosa en el yacimiento y en la superficie.
•El gas es mayoritariamente Metano (% C1 >90%)
•Sólo se pueden extraer líquidos por procesos criogénicos (Bajo 0°F)
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Caracterización Física de los Yacimientos
Yacimientos de Gas Húmedo
• Ty > Tcdt
• La mezcla de hidrocarburos permanece en estado gaseoso en el yacimiento. En la superficie cae en la región bifásica.
• Líquido producido es incoloro y de API > 60°
• Tienen mayor porcentaje de componentes intermedios que los gases secos.
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Caracterización Física de los Yacimientos
Yacimientos de Gas Condensado
• Tc < Ty < Tcdt
• La mezcla de hidrocarburos se encuentra en fase gaseosa o en el punto de rocío a las condiciones iniciales del yacimiento.
• El gas presenta condensación retrógrada durante el agotamiento isotérmico de la presión.
• Se puede definir como un gas con líquido disuelto.
• La reducción de p y T en el sistema de producción hace que se penetre en la región bifásica y origina en la superficie:
* Condensado: Incoloro - Amarillo (se ha reportado negro)
* API 40° - 60°
* RGC: 5000 - 100.000 PCN/BN
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Caracterización Física de los Yacimientos
Yacimientos de Petróleo de Alta Volatilidad(Cuasi crítico)
• Ty ligeramente inferior a Tc.• La mezcla de hidrocarburos a condiciones iniciales, se encuentra en estado
líquido cerca del punto crítico.• Equilibrio de fase en estos yacimientos es precario. Alto encogimiento del crudo
cuando la presión del yacimiento cae por debajo de Pb.• El líquido producido tiene las siguientes características:
* Color amarillo oscuro a negro.
* API > 40°
* RGP entre 2.000 - 5.000 PCN / BN
* Bo > 1,5 BY / BN.
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Caracterización Física de los Yacimientos
Yacimientos de Petróleo Negro (Baja volatilidad)
• Ty << Tc
•Tienen alto porcentaje de C7+ (> 40%). El líquido producido tienelas siguientes características:
* Color negro o verde oscuro* API < 40* RGP < 2.000 PCN / BN* Bo < 1,5 BY/ BN
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Caracterización Física de los Yacimientos
Yacimientos de Petróleo Negro (Baja Volatilidad)
• Si hay capa de gas se podrían tener tres diagramas de fases correspondientes a:
• Crudo de la zona de petróleo
• Gas de la capa de gas.
• Mezcla de ambos (como si todo el gas libre estuviera en solución)
• Clasificación UNITAR:
* Livianos 30 <° API <40
* Medianos 20 <° API < 30
* Pesados 10 <° API < 20
* Extra pesados (Bitúmenes) ° API<10
• Ojo: MEM de Venezuela usa 21,9 en vez de 20 para delimitar medianos y pesados.
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Muestras y Pruebas PVT
CAPÍTULO 2
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Caracterización Física de los Yacimientos
Análisis PVT
• Pruebas de laboratorio de los fluidos de un yacimiento petrolífero, para determinar propiedades y su variación con presión. La muestra debe ser representativa del fluido original en el yacimiento.
• Deben simular el proceso de liberación gas - petróleo desde el yacimiento hasta los separadores.
• Dos tipos de liberación ocurren:
* DIFERENCIAL.
* INSTANTANEA
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Caracterización Física de los Yacimientos
Proceso de Liberación Diferencial5
P E TR Ó LE O
p 1 p 2 p 2 p 2 p 3 p 3
Vt1
Vt3
Vo 3Vo 2
Vo 2
Vt2
P E TR Ó LE O
P E TR Ó LE O
P E TR Ó LE O
P E TR Ó LE O
> >
G ASG AS
G AS
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Caracterización Física de los Yacimientos
Variación Presión-Volumen durante la liberación diferencial
P3 P2 Pb Pi PRESIÓN
PUNTO DE BURBUJEO
Vo3
Vo2
Vt2Vt3
VO
LUM
EN Vb
Vi
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Caracterización Física de los Yacimientos
Proceso de liberación instantánea5
PETR Ó LEO
p 1 p 2 p =p3 b p 4 p 5 p 6
V 1
V 5
V 6
V 4
V 2 V 3PETRÓ LEO
PETRÓ LEO
PETR Ó LEO
PETR Ó LEO
PETRÓ LEO
> > >>
GAS GASGAS
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Caracterización Física de los Yacimientos
Variación Presión-Volumen durante la liberación instantánea5
p6
V6
V5
V4
V3
V2 V1
p3 p2 p1 PRESIÓN
PUNTO DE BURBUJEO
VO
LU
ME
N T
OTA
L
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Caracterización Física de los Yacimientos
Liberación de Gas en el Yacimiento
• Depende de la saturación de gas libre Sg en la zona de petróleo.
• Sg Sgc Kg = 0. El gas no se mueve.• - Liberación TIPO INSTANTANEA• - Ocurre al comienzo de la vida productiva o si
hay acuífero muy activo• Sg > Sgc Kg > 0 el gas libre se mueve.
o
o
g
g KK
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Caracterización Física de los Yacimientos
Liberación de Gas en el Yacimiento
• Fase gaseosa se mueve hacia el pozo a tasa de flujo mayor que la líquida.
• Composición total del sistema cambia en un volumen de control dado.
• Liberación TIPO DIFERENCIAL.• Ocurre cuando la presión del yacimiento cae por debajo del Pb
RGP > Rs.
La liberación de gas en el yacimiento se considera intermedia entre diferencial e instantánea aunque se acerca más a diferencial, debido a la elevada caída de presión en la cercanía a los pozos.
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Liberación de Gas en la Superficie
• Gas y líquido se mantienen en contacto en:
* Tuberías de Producción.
* Líneas de Flujo.
* Separadores.• No hay cambio de la composición total del sistema.• Hay agitación permanente.• Hay equilibrio entre las fases.• Liberación TIPO INSTANTANEA.• Si hay varios separadores, se acerca a
DIFERENCIAL.
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Caracterización Física de los Yacimientos
Tiempo para Tomar las Muestras para Garantizar Representatividad del Fluido Original del Yacimiento.
• Apenas comienza la producción.
- p pb.
- Si p < pb puede ocurrir:
- Sg Sgc RGP < Rsi• La muestra tiene en solución menos gas que el original.• Presión de burbujeo medida, menor que la presión de burbujeo
verdadera y menor que la presión inicial del yacimiento.
- Sg > Sgc• La muestra puede tener exceso de gas.• Presión de burbujeo obtenida mayor que la presión actual del
yacimiento, eventualmente mayor que la presión original.
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Número de Muestras
• Yacimientos Pequeños (una muestra representativa).• Yacimientos grandes y / o muy heterogéneos:
- Se requieren muestras de diferentes pozos.
- Variaciones de la composición de la mezcla vertical y arealmente.
• Yacimientos de gran espesor:
- Propiedades del petróleo pueden variar grandemente con profundidad.
- Requiere técnicas especiales para tomar muestras representativas de un intervalo dado.
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Escogencia del Pozo para Muestreo
• Pozo nuevo con alto índice de productividad.
- Evitar:
a) Pozos con daño.
b) Estimular antes del muestreo.• No debe producir agua. Si no hay manera de evitarlo:
a) Muestrear sólo la columna de petróleo con
el pozo cerrado o se toma las muestras en
superficie en un separador trifásico.• Producción estabilizada (sin o poco cabeceo)• La RGP y API del pozo de prueba deben ser representativos de varios
pozos.• Evitar muestreos de pozos cercanos a los contactos GP o AP. De ser
imposible, escoger pozo de gran espesor en la columna de petróleo.
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Acondicionamiento del pozo para Muestreo
• Reemplazar crudo alterado (no representativo) del pozo y sus zonas adyacentes con crudo representativo del original del yacimiento.
• Factor más importante es estabilización.
- Presiones de cabezal y fondo estables.
- Tasas de producción de gas y petróleo estables.
• Se logra reduciendo las tasas de producción (Gas y Petróleo).
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Recomendaciones API para acondicionar el pozo para muestreo
• Colocar en observación el pozo durante 24 horas para medir ql, qg, RGP y pwf.
• Si las tasas son estables, reducir ql en 30 a 50 % y se espera que RGP se estabilice.
• Se continua reduciendo ql hasta obtener bajas tasas de flujo estabilizadas (sin cabeceo).
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Efectos de Reducción de ql sobre RGP
• RGP PERMANECE ESTABLE
- Crudo subsaturado.
- Pozo está acondicionado para el muestreo
py > pwf > pb
• RGP DISMINUYE.
- Hay liberación de gas cerca del pozo, pero no hay
movilidad (Sg< Sgc).
- Crudo en el yacimiento puede estar:
... Ligeramente subsaturado py> pb > pwf
…Saturado con py= pb > pwf• - RGP < Rsi y hay que reducir ql para disolver el gas libre en el
crudo.
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Distribución de presión en un yacimiento saturado bajo diferentes tasas de producción
RADIO DEDRENAJE
q1>q2
Pb=Py
q1
q2
Pwf2
Pwf1
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Caracterización Física de los Yacimientos
Distribución de presión en un yacimientosub-saturado bajo diferentes tasas de producción
R AD IO D ED R EN AJE
q1>q2
Py
q1
q2
Pw f2
Pw f1
Pb
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Caracterización Física de los Yacimientos
Efectos de Reducción de ql sobre RGP (cont)
• RGP AUMENTA:
- Hay flujo simultáneo de gas y petróleo en la
formación. (Sg>Sgc)
- Dependiendo de la py se puede dar.
.... py = pb > pwf pozo se debe acondicionar
como el caso anterior.
.... pb > py > pwf las condiciones iniciales no
se logran acondicionando el pozo. No se
pueden obtener muestras representativas del
fluido original.
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Caracterización Física de los Yacimientos
Tipos de Muestreos
• Muestras de Fondo.
• Muestras de Separador (Recombinadas)
• Muestras de Cabezal.
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Muestras de Fondo
• Herramientas:
- Muestreador de 6´de longitud y 1 - 1/2’’de diámetro.
- Cámara de 600 - 700 cc.
- Permite acumular muestras de petróleo y gas en
solución, a p y T del punto de muestreo.• Número de Muestras:
- Mínimo 3.
- Medir pb en el campo.
- Aceptar si la diferencia de pb es de 20 - 30 lpc.
- Caso contrario la herramienta está funcionando mal
o el pozo no ha sido bien acondicionado.
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Muestras de Fondo (Cont.)
• Procedimiento:
- Estabilizar el pozo.
- Crudo saturado:
- Cerrar el pozo de uno a ocho días.
- Tomar muestras con pozo cerrado.
- Crudo subsaturado:
- Tomar muestras con pozo fluyendo.
• Profundidad:
- Sitio más profundo por donde pase el fluido de la
formación.
- Presión no inferior a la presión estática del yacimiento
(presión estimada de la saturación).
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Ventajas y Desventajas del Muestreo de Fondo
VENTAJAS DESVENTAJAS
•No requiere de medición de tasas de flujo
• Excelente para crudos subsaturados.
•No toma muestras representativascuando Pwf < Pb.• No se recomienda cuando el pozo tieneuna columna grande de agua.•No sirve para yacimientos de gas condensado.•Pueden ocurrir fugas de gas o líquidodurante la sacada de la muestra asuperficie.•Volumen de muestra pequeño.•Muestreador costoso y posibles problemas mecánicos.•Contaminación de la muestra con fluidosextraños.
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Muestreo de Separador
• Procedimientos:
- Tomar muestras de petróleo y gas en el separador de alta.
- Al mismo tiempo y bajo las mismas condiciones de presión y temperatura.
- Diferencia en tiempo no mayor de una hora.
- Medir en forma precisa las tasas correspondientes.
- Recombinar las muestras según RGP medida.
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Caracterización Física de los Yacimientos
Condiciones para el Muestreo de Separador Exitoso1) Producción estabilizada a bajas tasas de flujo.
- Mantener flujo estable en un lapso dado.
- No exceder 100 BPD por un mínimo de 24 Hrs.
2) Medición precisa de las tasas de flujo
- Medir tasa de flujo de gas en el separador de prueba.
- Medir tasa de líquido en el tanque.
- Corregir RGP por factor de encogimiento del crudo
al pasar del separador al tanque
RGPs PCN/B sep = (RGP PCN / BN) x S BN/B sep.
- S se mide en el campo o en el laboratorio.
- Recombinar con base a RGPs PCN/B sep.
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Caracterización Física de los Yacimientos
Condiciones para el Muestreo de Separador Exitoso (Cont.)
3) Toma de muestras en la primera etapa del separador.
- Gas - CILINDRO EVACUADO.
- Líquido - DESPLAZAMIENTO.
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Caracterización Física de los Yacimientos
Toma de muestra de gas en el separador
M U ESTRAD E G AS
SEPAR AD O R D EALTA PR ESIÓ N
BO M BA D E VAC ÍO
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Caracterización Física de los Yacimientos
Toma de muestra de líquido en el separador
M U ESTR AD E LÍQ U ID O
BO M BA D E M ER C U R IO
BO M BA D E VAC ÍO
D ESAG U E
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Caracterización Física de los Yacimientos
Ventajas y Desventajas del Muestreo de Separador
VENTAJAS DESVENTAJAS
•Es válido para casi todos los tipos defluidos.•Recomendado para yacimientos degas condensado.•Menos costoso y riesgoso que el defondo•Permite tomar muestras de granvolumen. •Las muestras son de fácil manejo en ellaboratorio.
•Los resultados dependen de la exactitudcon que se mida la RGP.•Un error de 5% en las tasas de flujoproduce errores del orden de 150 lpc enpb.•Resultados erróneos cuando en elseparador se tiene problemas de espuma,separación ineficiente o nivel inadecuadode la interfase gas - líquido.
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Caracterización Física de los Yacimientos
Muestreo de Cabezal
• Si se produce flujo monofásico a condiciones de cabezal.
• La muestra se hace fluir a un cilindro usando la técnica de desplazamiento.
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Caracterización Física de los Yacimientos
Ventajas y Desventajas del Muestreo de Cabezal
VENTAJAS DESVENTAJAS
• Se puede usar en yacimientossubsaturados de petróleo o gascondensado
•Es rápido y de bajo costo.
•No requiere de la medición de tasas deflujo..
•Es difícil tomar una muestrarepresentativa por la agitación de los fluidos.
•No se debe usar si hay flujo bifásicoen el cabezal.
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Caracterización Física de los Yacimientos
Relación Gas - Petróleo en Solución, Rs
• Solubilidad del Gas Natural en el crudo.
• Pies cúbicos normales de gas en un barril normal de crudo (BN).
Rs = Volumen de Gas en Solución @ p y T, PCN
1 Barril de Petróleo @ 14,7/lpca y 60°F BN
• Factores que afectan Rs
- Presión p => Rs
- Temperatura T =>Rs
- Gravedad del crudo API => Rs
- Gravedad del Gas g => Rs
- Tipo de liberación Rs lib-DIF > Rs lib-INS.
Rs LIB . DIF Rs LIB.INS + 100 PCN/BN
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Caracterización Física de los Yacimientos
Factor Volumétrico del Petróleo, Bo
• Volumen de barriles (a p y T de yacimiento) ocupado por un barril normal (a 14,7lpc y 60°) de petróleo más el gas en solución.
Bo = Barriles de crudo saturado con gas @ p y T, BY
1 barril de crudo @ 14,7lpc y 60°F BN
• Tiene en cuenta el efecto de la presión, temperatura y gas en solución sobre el volumen del crudo.
• Generalmente Bo > 1• Puede ser < 1 en crudos con muy poco gas en solución a altas
presiones y temperaturas moderadas.
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Caracterización Física de los Yacimientos
Propiedades PVT
200 400 600 800
SATUR ADO
PRESIÓ N (LPC )
1000 1200 1400 1600 1800 2000 2200
0.10
0
1.15100
1.100
0.201.20200
0.301.25300
0.401.30400
0.501.35500
0.60
0.70
1.40
FAC
TO
R V
OLU
MÉ
TR
ICO
DE
L P
ET
RÓ
LEO
(B
Y/B
N)
600
1.45700
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 57
Caracterización Física de los Yacimientos
Esquema ilustrativo de los parámetros Rs y Bo
Rs PCN/BN
1 BN
G AS DE SO LUCIÓ N
B o
P
P
P i
P
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 58
Caracterización Física de los Yacimientos
Factor Volumétrico del Gas, Bg
• Relaciona el volumen del gas en el yacimiento (a p y T) al volumen de la misma masa de gas en superficie a 14,7 lpca y 60° F.
• Es un factor adimensional. Se expresa en BY/PCN o PCY/PCN.
• Toma valores muy pequeños por expansibilidad del gas.
Bg= 14,7 Zg T = 0,02829 Zg T PCY
520 p p PCN
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 59
Caracterización Física de los Yacimientos
Factor VolumétricoTotal o Bifásico, Bt
• Bt = Vol de crudo saturado + Vol de Gas libre @ p y T, BY
Vol de crudo @ 14,7 lpca y 60° F BN
• Bt = Bo + (Rsi - Rs) Bg• Bo => BY / BN• Bg => BY/PCN• Rsi - Rs => PCN / BN• Crudos Subsaturados
p>pb , Rsi = Rs y Bt = Bo
Crudos saturados
p < pb, Rsi >Rs
p => Bo y (Rsi - Rs) y Bg => Bt
p = Bt (expansión)
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 60
Caracterización Física de los Yacimientos
Viscosidad del Petróleo, o
• Crudo Subsaturado
p => o por expansión.
• Crudo Saturado
p = > o por reducción del gas es solución
En un yacimiento agotado, el crudo tiene una viscosidad mayor que la que tenía el crudo original.
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 61
Caracterización Física de los Yacimientos
Compresibilidad del Petróleo, Co
• Compresibilidad de una substancia es el cambio unitario de volumen con presión a temperatura constante.
• Co = Compresibilidad del petróleo, • Vo = Volumen.• p = Presión
T
O
OO P
VV
C
1
1lpc
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 62
Caracterización Física de los Yacimientos
Compresibilidad del Petróleo, Co (cont)
• Esta ecuación se convierte en:
• Crudo Subsaturado
T
o
OO pp
BB
BC
21
021
1
1
bpp 1)(2 bppp
obo BB 1 )(2 oboo BBB
)( ppB
BBC
boB
oboo
bbooBo ppppCBB )(1
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 63
Caracterización Física de los Yacimientos
Pruebas PVT de Laboratorio
• Incluye las siguientes pruebas:
Composición de la muestra del fluido del yacimiento
Expansión a composición constante (relación pV)
Liberación diferencial isotérmica
Separación instantánea (pruebas de separadores)
Variación de viscosidad de fluidos con presión
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 64
Caracterización Física de los Yacimientos
Composición del Fluido del Yacimiento
• Cromatografía.• Destilación.• Destilación simulada por cromatografía.• Espectrometría de masas.• Muestras gaseosas sólo cromatografía desde C1 hasta C11 . A
veces sólo hasta C6+ o C7+• Muestra de fondo o recombinada:
- Liberación instantánea en el laboratorio.
- Gas liberado se analiza separadamente del líquido remanente
- Recombinación para obtener composición de la muestra total.
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 65
Caracterización Física de los Yacimientos
Pruebas de Expansión a Composición Constante
• Liberación instantánea.
• Se realiza en celda de acero de volumen del orden de 1/2 litro, capaz de resistir altas presiones (> 10.000 lpc) y temperaturas (>350°F).
• Se obtienen las siguientes propiedades del crudo.
- Presión de Burbujeo, pb (cambio de pendiente de la
curva V vs p).
- Volumen relativo.- Volumen total del fluido en la celda a una
presión p, dividido por el volumen en el punto de burbujeo, Vb.
- Factor de Compresibilidad
- Función Y:
1b
b
VV
p
ppY
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 66
Caracterización Física de los Yacimientos
Variación del volumen relativo con presión. Prueba de expansión a composición constante
0.2 0.6
5000
4000
3000
2000
1000
01.0 1.4 1.8 2.2 2.6 3.0
Pb=2620 lpcmPR
ES
IÓN
lpc
m
V / Vb
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 67
Caracterización Física de los Yacimientos
Pruebas de Expansión a Composición Constante (Cont.) funcion Y (Cont.)
• Sistemas compuestos básicamente por hidrocarburos, muestran relación lineal de Y vs. p.
• Si hay presencia de no hidrocarburos (C02, agua) se aleja del comportamiento lineal.
• Si pb del informe es superior a la real, los valores de Y se alejan por encima de la recta.
• Si pb del informe es inferior a la real, los valores de Y se alejan por debajo de la recta.
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 68
Caracterización Física de los Yacimientos
Gráfico de la funciónY del análisis PVTdel apéndice A
5001.5
2.0
2.5
1000
Pb
1500 2000 2500
Y
P pca
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 69
Caracterización Física de los Yacimientos
Función “Y” de uncrudo con 40% de CO2
400
2.0
3.0
4.0
5.0
1.0500 600 700 800 900
PR ESIÓ N (lpca)
FU
NC
IÓN
Y
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 70
Caracterización Física de los Yacimientos
Ejemplo de la función “Y” cuando Pb ha sido sobrestimada
1000
8.0
6.0
4.0
2.0
0.02000 3000
PR ESIÓ N (lpca)
FU
NC
IÓN
Y
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 71
Caracterización Física de los Yacimientos
Ejemplo de la función “Y” cuando Pb ha sido bajo estimada
1000
2.0
2.2
1.8
1.6
1.4
1.22000 3000
PR ESIÓ N (lpca)
FU
NC
IÓN
Y
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 72
Caracterización Física de los Yacimientos
Viscosidad del Petróleo, o
• Crudo Subsaturado
p => o por expansión.
• Crudo Saturado
p = > o por reducción del gas es solución
En un yacimiento agotado, el crudo tiene una viscosidad mayor que la que tenía el crudo original.
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 73
Caracterización Física de los Yacimientos
Compresibilidad del Petróleo, Co
• Compresibilidad de una substancia es el cambio unitario de volumen con presión a temperatura constante.
• Co = Compresibilidad del petróleo, • Vo = Volumen.• p = Presión
T
O
OO P
VV
C
1
1lpc
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 74
Caracterización Física de los Yacimientos
Compresibilidad del Petróleo, Co (cont)
• Esta ecuación se convierte en:
• Crudo Subsaturado
T
o
OO pp
BB
BC
21
021
1
1
bpp 1)(2 bppp
obo BB 1 )(2 oboo BBB
)( ppB
BBC
boB
oboo
bbooBo ppppCBB )(1
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 75
Caracterización Física de los Yacimientos
Pruebas PVT de Laboratorio
• Incluye las siguientes pruebas:
Composición de la muestra del fluido del yacimiento
Expansión a composición constante (relación pV)
Liberación diferencial isotérmica
Separación instantánea (pruebas de separadores)
Variación de viscosidad de fluidos con presión
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 76
Caracterización Física de los Yacimientos
Composición del Fluido del Yacimiento
• Cromatografía.• Destilación.• Destilación simulada por cromatografía.• Espectrometría de masas.• Muestras gaseosas sólo cromatografía desde C1 hasta C11 . A
veces sólo hasta C6+ o C7+• Muestra de fondo o recombinada:
- Liberación instantánea en el laboratorio.
- Gas liberado se analiza separadamente del líquido remanente
- Recombinación para obtener composición de la muestra total.
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 77
Caracterización Física de los Yacimientos
Pruebas de Expansión a Composición Constante
• Liberación instantánea.
• Se realiza en celda de acero de volumen del orden de 1/2 litro, capaz de resistir altas presiones (> 10.000 lpc) y temperaturas (>350°F).
• Se obtienen las siguientes propiedades del crudo.
- Presión de Burbujeo, pb (cambio de pendiente de la
curva V vs. p).
- Volumen Relativo.- Volumen total del fluido en la celda a una
presión p, dividido por el volumen en el punto de burbujeo, Vb.
- Factor de Compresibilidad
- Función Y:
1b
b
VV
p
ppY
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 78
Caracterización Física de los Yacimientos
Variación del volumen relativo con presión. Prueba de expansión a composición constante
0.2 0.6
5000
4000
3000
2000
1000
01.0 1.4 1.8 2.2 2.6 3.0
Pb=2620 lpcmPR
ES
IÓN
lpc
m
V / Vb
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 79
Caracterización Física de los Yacimientos
Pruebas de Expansión a Composición Constante (Cont.) funcion Y (Cont.)
• Sistemas compuestos básicamente por hidrocarburos, muestran relación lineal de Y vs. p.
• Si hay presencia de no hidrocarburos (C02, agua) se aleja del comportamiento lineal.
• Si pb del informe es superior a la real, los valores de Y se alejan por encima de la recta.
• Si pb del informe es inferior a la real, los valores de Y se alejan por debajo de la recta.
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 80
Caracterización Física de los Yacimientos
Gráfico de la funciónY del análisis PVTdel apéndice A
5001.5
2.0
2.5
1000
Pb
1500 2000 2500
Y
P pca
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 81
Caracterización Física de los Yacimientos
Función “Y” de uncrudo con 40% de CO2
400
2.0
3.0
4.0
5.0
1.0500 600 700 800 900
PR ESIÓ N (lpca)
FU
NC
IÓN
Y
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 82
Caracterización Física de los Yacimientos
Ejemplo de la función “Y” cuando Pb ha sido sobrestimada
1000
8.0
6.0
4.0
2.0
0.02000 3000
PR ESIÓ N (lpca)
FU
NC
IÓN
Y
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 83
Caracterización Física de los Yacimientos
Ejemplo de la función “Y” cuando Pb ha sido bajo estimada
1000
2.0
2.2
1.8
1.6
1.4
1.22000 3000
PR ESIÓ N (lpca)
FU
NC
IÓN
Y
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 84
Caracterización Física de los Yacimientos
Prueba de Liberación Diferencial• Expansión a composición variable.
• Simula el comportamiento de los fluidos durante el agotamiento de presión.
• Se efectúa a través de una serie de separaciones instantáneas
(10 pasos).
• Se pueden obtener las siguientes propiedades del petróleo y gas:
-Relación gas - petróleo en solución, Rsd
-Factor volumétrico del petróleo, Bod
- Factor volumétrico total, Btd
- Densidad del petróleo, od
- Factor de compresibilidad del gas, Z
- Factor volumétrico del gas, Bg
- Gravedad específica del gas, g
- Gravedad API del crudo residual, °API
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 85
Caracterización Física de los Yacimientos
Bod, Btd, Rsd,vs p de unapruebade liberación diferencial
400
4.6 900
4.2 800
3.8 700
3.4 600
3.0 500
2.6 400
2.2 300
1.8 200
1.4 100
0 0800 1200
PR ESIÓ N lpcm
FAC
TO
RE
S V
OLU
MÉ
TR
ICO
S, B
Y/B
N(V
olum
enes
Rel
ativ
os)
FR
ELA
CIÓ
N G
AS
-PE
TR
ÓLE
O E
N S
OLU
CIÓ
N, P
CN
/BN
1600 2000 2400 28000
T=220 °F°API=35.1
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 86
Caracterización Física de los Yacimientos
Z, Bg y gd
vs p de unapruebade liberacióndiferencial
4 0 0
0 .0 10 .8 0 .6
0 .0 20 .0 2 0 .7
0 .0 31 .0 0 .8
Z
Bg
gd
0 .0 41 .2 0 .9
0 .0 51 .6 1 .0
0 .0 61 .8
0 .0 72 .0
0 .00 .6 0 .58 0 0 1 2 0 0
PRESIÓ N lpcm
FAC
TOR
DE
CO
MPR
ESIB
ILID
AD
GRA
VED
AD
ESP
ECIF
ICA
(A
IRE=
1)
FREL
AC
IÓN
GA
S-PE
TRÓ
LEO
EN
SO
LUC
IÓN
, PC
N/B
N
1 6 0 0 2 0 0 0 2 4 0 0 2 8 0 00
T= 2 2 0 °F
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 87
Caracterización Física de los Yacimientos
Prueba de Separadores
• Pruebas de liberación instantánea.• Se realizan en un separador en el laboratorio. Cuantificar
efecto de p y T de separación de superficie, sobre Bo y Rs• La muestra del crudo saturado a pb y Ty se pasa por el
separador y se expande hasta la presión atmosférica.• Para cada presión del separador se obtiene:
- Factor volumétrico del petróleo a pb, Bobf
- Relación gas-petróleo en solución a pb, Rsbf
- Gravedad API del petróleo del tanque
- Composición del gas separado.
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 88
Caracterización Física de los Yacimientos
Prueba de Separadores (Cont.)
• Al variar la presión del separador se puede obtener una presión óptima.
- Menor liberación de gas.
- Crudo con mayor °API.
- Crudo con menor factor volumétrico.
• Presión óptima de separación = > mayor cantidad de petróleo en el tanque.
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 89
Caracterización Física de los Yacimientos
Prueba de Viscosidad
• Se determina en petróleo con gas en solución.• Se usa un viscosímetro de bola o uno rotacional
(tipo Haake)• Se calcula o a cualquier p y T• El agotamiento de presión se realiza siguiendo un
proceso de liberación diferencial• La variación de la viscosidad del gas con presión se
calcula por medio de correlaciones.
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 90
Caracterización Física de los Yacimientos
Limitaciones de las Pruebas de Laboratorio
• La muestra de fluido tomada no representa adecuadamente la composición original de los fluidos del yacimiento.
- La muestra se toma a py < pb
- El pozo produce agua y/o gas libre• Los procesos de liberación del laboratorio no simulan el proceso
combinado diferencial - instantáneo que ocurre en el yacimiento.• Mucho cuidado al extrapolar resultados de laboratorio al campo.
- Pequeños errores en las pruebas producen graves
errores en B.M, cotejo y predicción.• En el muestreo de separador, pequeños errores (5%) en qo y qg
producen errores en pb del orden de 150 lpc.
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 91
Caracterización Física de los Yacimientos
Consistencia de los Resultados de un PVT
• Antes de usar un PVT se debe corroborar:
- Temperatura de la prueba.
- Condiciones de recombinación.
..p y T de recombinación en el laboratorio
iguales a las del separador.
.…p y T del separador al tomar muestras de
gas, iguales a las de la toma de la muestra de
líquido.
- Prueba de densidad.
- Prueba de linealidad de la función Y.
- Prueba de balance de materiales.
- Prueba de la desigualdad:
p
RB
p
B sdg
od
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 92
Caracterización Física de los Yacimientos
Consistencia de los Resultados de un PVT (Cont.)
• Prueba de Densidad.
Densidad del petróleo saturado con gas a pb de la prueba de liberación diferencial debe ser igual a la densidad calculada a partir de las pruebas de separadores.
bof = (Masa de petróleo de tanque + Masa de gas del separador + Masa de gas del tanque) / Unidad de volumen de petróleo a Pb y T.
• Si hay diferencia entre estos valores de densidad, no debe ser superior a 5% para validez.
BY
lbRsepR
BB tansgsgobfobf
woobf ,)()(
0763277,0
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 93
Caracterización Física de los Yacimientos
Consistencia de los Resultados de un PVT (Cont.)
• Prueba de linealidad de la función Y.• Gráfico de Y vs. p debe dar una línea recta si el crudo
tiene poca cantidad de componentes no hidrocarburos y las mediciones en el laboratorio fueron hechas con precisión.
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 94
Caracterización Física de los Yacimientos
Consistencia de los resultados de un PVT (Cont.)
• Prueba de balance de materiales.• Verificar si la Rs experimental de la prueba de liberación
diferencial es igual a la Rs calculada por balance de materiales.• Se requiere de:
- Gravedad API del crudo.
- Relación gas - petróleo en solución a diferentes presiones
- Factor volumétrico del petróleo a diferentes presiones
- Gravedad específica del gas liberado en cada etapa de
liberación.
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 95
Caracterización Física de los Yacimientos
Consistencia de los resultados de un PVT (Cont.)
PCNm
Vgdi
gigi ,02881,0
BNPCNVRR gisdisdi /1591
Si hay diferencias entre Rs de calculados y experimentales,no debe exceder de 5%.
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 96
Caracterización Física de los Yacimientos
Consistencia de los Resultados de un PVT (Cont.)
• Prueba de desigualdad
• Si esta prueba no se cumple en datos suministrados a simuladores numéricos, se envía un mensaje de error.
p
RB
p
B sdg
od
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 97
Caracterización Física de los Yacimientos
Validación de PVT con Información de Campo
• Resultados de la prueba PVT deben corresponder con el comportamiento de producción de yacimiento.
Pruebas de Producción AnálisPVT
• RGP estable.
•Declinación rápida de presión.
•Incremento rápido de RGP.
•Poca declinación de presión.
• Yacimientos Subsaturados pb < py
•Yacimientos saturados pb = py
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 98
Caracterización Física de los Yacimientos
Presión Óptima de Separación
Aquella que estabiliza en fase líquida el máximo de moles de la mezcla. Origina:
- Máxima producción de petróleo.
- Máxima gravedad API del crudo.
- Mínima relación gas - petróleo.
- Mínimo factor volumétrico del petróleo.
La prueba de separadores genera la variación de °API, Bobf y Rsbf con presión. Por observación del gráfico se obtiene
la presión óptima de separación.
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 99
Caracterización Física de los Yacimientos
Efecto de la presióndel separador sobreBofb, Rsfb y °API
501.46
1.48
1.50
1.52
1.54
39.0
40.0
41.0
100 150 200 250 300 350600
PR ESIÓ N D EL SEPAR AD O R , lpcm
RE
LAC
IÓN
GA
S-P
ET
RÓ
LEO
EN
SO
LUC
IÓN
, PC
N/B
N
FAC
TO
R V
OLU
MÉ
TR
ICO
DE
L P
ET
RÓ
LEO
, BY
/BN
GR
AV
ED
AD
AP
I DE
L P
ET
RÓ
LEO
700
800
0
° AP I
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 100
Caracterización Física de los Yacimientos
Preparación de los Datos PVT para uso en Cálculos
• Para el uso de datos PVT de laboratorio se debe hacer:
- SUAVIZACION DE LOS DATOS DE LA
PRUEBA DE EXPANSION.
- CALCULO DEL PVT COMBINADO.
(Corrección de los datos de la liberación
diferencial por efecto de la instantánea)
- EXTRAPOLACION DE LOS DATOS PVT.
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 101
Caracterización Física de los Yacimientos
Suavización de los Datos de la Prueba de Expansión
• Pretende corregir inexactitudes de las mediciones de pequeños voluménes.
• Pb y volúmenes relativos totales (V/Vb) deben ser
suavizados, mediante el uso de la función Y.• Procedimiento:
a) Calcular los valores de Y vs. p y graficar en papel normal.
b) Ajustar los puntos a una línea recta del tipo Y=a+bp,
utilizando la técnica de los mínimos cuadrados y en el rango de presiones 0,9 > p/pb > 0,3.
c) Recalcular los valores de Y a partir de la ecuación ajustada en b) y
determinar los nuevos valores de V/Vb.
Yp
pp
V
V b
b
)(1
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 102
Caracterización Física de los Yacimientos
Cálculo del PVT Combinado
• Corrige los valores de Bod, Rsd y Btd de la prueba de liberación diferencial por efecto de las condiciones de separación:
i) Liberación de gas en el yacimiento diferencial.
ii) En los separadores es instantánea. Por tanto:
iii) Del yacimiento al tanque hay los dos procesos y en consecuencia, hay que
corregir los datos de la liberación diferencial, o sea, construir un PVT combinado.
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 103
Caracterización Física de los Yacimientos
Cálculo del PVT Combinado (Cont.)
• Moses y Mc Cain, recomiendan usar Rsbf y Bobf de la presión óptima de separación y usar las siguientes ecuaciones:
obft
bObfO
sbfs
b
BB
V
VxBB
RR
PpA
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 104
Caracterización Física de los Yacimientos
Cálculo del PVT Combinado (Cont.)
•
obd
obftdt
obd
obfodo
obd
obfsdsbdsbfs
B
B
BxBB
B
BxBB
B
BRRRR
ppA
)(
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 105
Caracterización Física de los Yacimientos
Ejemplo de Ajuste de Datos PVT de Liberación Diferencial a Condiciones de Separador
• Crudo: 40° API. Temperatura de Yac: 220° F.
Resultados de la prueba Ajuste a cond. de separador3PVT
Bo,BY/BNp,lpcm
2620235021001850160013501100 850 600 350 159 0
854763684612544479416354292223157 0
Rsd, PCN/BN
1,6001,5541,5151,4791,4451,4121,3821,3501,3201,2831,2441,075 ( 220°F)1,000 (a 60°F)
Bod,BY/BN Rs,PCN/BN
768684,2611,4545,1482,4422,5364,5307,4250,3186,7125,9-18,7
1,4741,4321,3961,3631,3311,3011,2731,2441,2161,1821,1461,00
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 106
Caracterización Física de los Yacimientos
Ajuste de datosde Rs diferenciala condicionesde separador
400 800 1200 1600 2000 2400 2800
100
0
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
PRESIÓN, lpcm
RE
LA
CIÓ
N G
AS
- PE
TR
OL
EO
EN
SO
LU
CIÓ
N,
PC
N/B
N
0
BASE: 100 lpcSeparador @75 °FGOR TOTAL = 768
Ps=Rstb-(Rodb-Rsd)BofbBodb
854
768
768 - (964 -763)( )1.4741.600
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 107
Caracterización Física de los Yacimientos
Ajuste de datos de Bo diferenciala condicionesde separador
400 800 1200 1600 2000 2400 2800
1.10
1.00
1.20
1.30
1.40
1.50
1.60
1.70
1.80
PRESIÓN, lpcm
FAC
TO
R V
OLU
MÉ
TR
ICO
, P
CN
/BN
0
BASE: 100 lpcSeparador @75 °FGOR TOTAL = 1.474
Ps=Rstb-(Rodb-Rsd)BofbBodb
1.600
1.474
1.474( )1.4741.600
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 108
Caracterización Física de los Yacimientos
Ejemplo de Ajuste de Datos PVT de Liberación Diferencial a Condiciones de Separador (Cont.)
• Resultados de la prueba de Separador (100 lpc, 75°F):
BNPCNR
BNBYB
sfb
ofb
/768
/474,1
odo
sds
BB
RR
)600,1/474,1(**
600,1/474,1*)854(768*
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Caracterización Física de los Yacimientos
Extrapolación de Datos PVT
• Cuando la presión de burbujeo (o de saturación) de la muestra es menor que la presión actual del yacimiento.
i) La muestra fue tomada por debajo del CGP.
ii) La muestra fue tomada por encima de las
perforaciones de la zona productora ( presencia de
agua en el fondo del pozo).
iii) py -pwf alrededor del pozo muy alto.
iv) py haya declinado por debajo de pb. Se requiere extrapolar los datos de laboratorio a la py original,
antes de usarlo. Esta extrapolación no debe exceder al 10-15% de la pb medida.
• Se debe aplicar a V/Vb, Bod y Rsd, o y pruebas de separador.
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Caracterización Física de los Yacimientos
Extrapolación de Valores de
• Se calcula la función Y y se grafica vs. P absoluta • Luego se procede de la forma siguiente:
– Extrapolar la recta Y vs. P hasta la nueva presión de burbujeo, , recta A del gráfico.
– Leer los nuevos valores de Y hasta P = de la recta A.– Determinar los valores de a partir de los Y leidos:
– Con esto se obtiene una nueva tabla de valores de por debajo de la nueva presión de burbujeo =
– A valores de p> , se grafican los valores de obtenidos en el laboratorio ( punto B del gráfico).
bVV
´bV
V
Yp
pp
V
V b
b
)(1 ´
´
bVV
bVV
´bp
´bp
´bp
´bp
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Caracterización Física de los Yacimientos
Extrapolación de Valores de (cont)
• Se traza una paralela a esta recta desde el punto y se obtiene la recta C. De alli se leen los
nuevos valores de:
bVV
´,1´
bppV
V
b
´´
bb
ppparaV
V
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Caracterización Física de los Yacimientos
Extrapolación de una prueba P-Vde liberación instantánea a una nueva Pb
8002.0
2.5
3.0
3.5
4.0
1400 2000 2600 3200 38000.90
0.95
Pb
= 2
83
1.7
lp
ca V/Vb
1.00C
B
MEDICIONES DE LABORATORIO
VALORES EXTRAPOLADOS
P, lpca
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Caracterización Física de los Yacimientos
Extrapolación de Bod y Rsd
• Teniendo los gráficos de Bod vs. p y Rsd vs. p de la prueba de liberación diferencial del PVT, se procede así:
- Si se cumple que Bod o Rsd es lineal entre:
extrapolar la recta p=
• - Si hay curvatura cerca de pb, se debe tener en cuenta esta curvatura. Core Lab. recomienda trazar una vertical en p= y luego trazar una curva que pasando por tenga curvatura similar a la original.
,9,03,0 bp
p
´bp
´bp
´bp
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Caracterización Física de los Yacimientos
Extrapolación líneal de Bod
Bod
PVT LabExtrapolados
PPb Pb
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Caracterización Física de los Yacimientos
Extrapolación no líneal de Bod
Bod
PVT LabExtrapolados IG UAL
DISTANCIA
PPb Pb
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Extrapolación líneal de Rsd
R sd
PVT LabExtrapolados
PPb Pb
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Caracterización Física de los Yacimientos
Extrapolación no líneal de Rsd
Rsd
PVT LabExtrapolados IGUAL
DISTANCIA
PPb Pb
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Caracterización Física de los Yacimientos
Extrapolación de o
• Se basa en que varia linealmente contra la presión (fluidez).
• Se grafican o y vs. P.
• En el gráfico de se traza la línea recta y se extrapola hasta Se leen los valores de entre y y se calculan los correspondientes o .
• Se llevan los valores de o obtenidos arriba al gráfico de o vs. p.
• Por el punto (o , ) se traza una paralela a la recta o vs. p para (p> ). Esto de la variación de o a p>
o1
o1
o1
o1
´bp´bp
´bp´bp
´bp
´bp
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Caracterización Física de los Yacimientos
Extrapolación de o
PVT LabExtrapolados
Pb Pb
1
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Caracterización Física de los Yacimientos
Extrapolación de o hasta un nuevo valor de Pb
P, Lpcm
B
A
PVT LabExtrapolados
1.5
1.3
1.1
0.9
o, cps
0.7
0.55 0 0 1 0 0 0 1 5 0 0 2 0 0 0 2 5 0 0 3 0 0 0 3 5 0 0 4 0 0 0
C
E
1
1.5
1.0
DPb=2817 Lpcm
0.7
Pb=2248Lpcm
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Caracterización Física de los Yacimientos
Corrección de las Pruebas de Separador
• Se aplican las siguientes ecuaciones:
Esto corrige Rsbf y Bobf en la misma proporción que se corrigieron Rsbd y Bobd.
obd
dobobffob
sbd
dsbsbffsb
B
BxBB
R
RxRR
´´
´´
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Caracterización Física de los Yacimientos
Propiedades de Fluidos a Partir de las Pruebas de Producción
• Para yacimientos subsaturados sin influjo de agua, el análisis de:
- Comportamiento de producción.
- Historia de presiones
i) Contra tiempo.
ii) Contra NP.Permite inferir valores de pb y Rsb
Observando:
* Constancia de RGP a py >pb.
** Cambio de pendiente de p vs. NP.
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Caracterización Física de los Yacimientos
Historia de presión-producción de un yacimiento sub-saturado
TIEMPO
1978
1000
75
0
2000
100
3000
6000
9000
RGPPCN/BN
qoBPD
Plpca
3000
400025
50
1979 1980 1981
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Caracterización Física de los Yacimientos
Variación de P y RGP paraun yacimiento sub-saturado
PETR Ó LEO PR O D U C ID O AC U M U LAD O , M M BN
10000 10 20 30 40 50 60 70
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
P, lpcaY
R G PPC N /BN
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Caracterización Física de los Yacimientos
Correlaciones para estimar propiedades PVT
CAPÍTULO 3
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Caracterización Física de los Yacimientos
Correlaciones para Estimar PVT
• Correlaciones empíricas.• Se usan si el yacimiento no tiene análisis PVT.• Bo, pb, Rs, Co, etc. se expresan en función de otros
parámetros (de fácil estimación y / o medición).• Su aplicación para condiciones diferentes para las
cuales fueron obtenidas puede generar graves errores.
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Caracterización Física de los Yacimientos
Correlaciones de Standing• Publicadas en la década de los años 40.• Obtenidos para crudos de California.• Sirvieron de punto de partida para correlaciones regionales.• Standing, usó datos de las muestras de fluidos de yacimientos
de California.• Rango de los Datos:
-Presión de Burbujeo, lpca- Temperatura °F.- Relación Gas - Petróleo ensolución, PCN/BN - Gravedad del Petróleode tanque °API.- Gravedad del gas disuelto
130 - 7.000100 - 25820 - 1425
16,5 - 63,8
0,59 - 0,95
Condiciones del separador:- Temperatura, °F 100- Presión, lpca 150-400
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Caracterización Física de los Yacimientos
Correlación de Standing Presión de Burbujeo
• Ecuación presentada por Standing en 1972:
• Rsb y g se obtienen de las pruebas de producción así:
Rsb = RGP sep + RGP tanque
• El pozo de prueba debe ser representativo de la zona de petróleo y no producir gas libre.
• Según Mc Cain, esta correlación genera valores de pb dentro de un 15% de error para T hasta 325°F.
APITBxR
A
AP
B
g
sb
b
0125,000091,010
)4,1(2,1883,0
TanqueRGPRGP
TanqueRGPsepRGP
sep
ggg
)()(
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Caracterización Física de los Yacimientos
Correlación de Standing Factor Volumétrico del Petróleo
• Según Mc Cain, el margen de error para esta ecuación es de 5%.
TRA
xAxB
o
gSB
ob
25,1
102,19759,05,0
2,14
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Caracterización Física de los Yacimientos
Correlaciones de Vásquez y Beggs• Utilizaron crudos de diferentes partes del mundo
(5.008 valores experimentales).• Correlaciones para Rs y Bo.• Rango de variables:
- Presión de burbujeo, lpca 50 - 520- Temperatura, °F 70 - 295- Relación Gas - Petróleo en solución, PCN/BN 20 - 2.070- Gravedad del Petróleo del tanque, °API 16 - 58- Gravedad específica de gas 0,56- 1,18
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Caracterización Física de los Yacimientos
Correlaciones de Vásquez y Beggs Relación Gas - Petróleo en Solución
• Las constantes C1, C2 y C3 dependen de °API así:
)460/([32
1 TAPICExppCR CgS
C1 0,0362 0,0178
C2 1,0937 1,1870
C3 25,7240 23,9310
°API 30 API>30
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Caracterización Física de los Yacimientos
Correlaciones de Vásquez y Beggs Relación Gas - Petróleo en Solución
(Cont.)
)7,114/log(10912,51 5sgsgc pxTsxAPIx
g debe ser la gravedad específica del gas obtenido de un sistemade separación en dos etapas en el cual la presión de la primeraetapa es 100 lpca. Si la g conocida para aplicar la correlación corresponde a una presión diferente de 100 lpcm, se debecorregir a través de la ecuación:
gs = gravedad específica del gas separado a ps y Ts.
Ps y Ts = Presión y temperatura del separador, lpca y °F.
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Caracterización Física de los Yacimientos
Correlaciones de Vásquez y Beggs Factor Volumétrico de Petróleo
1003
10021
)()60(
)()60(1
gcs
gcso
APITRC
APITCRCB
C1 4,677 x 4,670 x
C2 1,751 x 1,100 x
C3 -1,811 x 1,337 x
°API 30 ° API>30410 410
510 510
810 910
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Caracterización Física de los Yacimientos
Correlaciones CORPOVEN - Total
• Para crudos del Oriente de Venezuela, se utilizan 336 análisis PVT.
• pb y Rs siguen la forma general de STANDING.• Bob sigue la correlación de Vásquez y Beggs.• Las constantes dependen del API del crudo, así:
Constante °API 10 10 < °API 35 35 < °API 45
A 12,847 25,2755 216,4711B 0,9636 0,7617 0,6922C 0,000993 0,000835 -0,000427D 0,03417 0,011292 0,02314E 12,2651 15,0057 112,925F 0,030405 0,0152 0,248G 0 0,0004484 -0,001469H 0,9699 1,095 1,129
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Caracterización Física de los Yacimientos
Correlaciones Corpoven-Total (Cont)
a) Presión de Burbujeo
Estudios estadísticos hechos por TOTAL, muestran que 86,5% de 272 valores de pb, presentaron error menor al 20% en comparación con valores experimentales.
b) Relación Gas - Petróleo en solución:
y
B
g
sbb x
RAp 10
APIxDTxCY
Hyb
gsb E
xpR
10 TxGAPIxFY
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Caracterización Física de los Yacimientos
Análisis estadísticode la correlaciónde CorpovenTotal de presión en el punto de burbujeo
2 4
10
0
20
30
40
50
60
70
80
90
100
6 8 10 12 14
°API £ 35
ERROR (%) MENOR QUE
FR
EC
UE
NC
IA A
CU
MU
LA
DA
, %
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Caracterización Física de los Yacimientos
Correlaciones Corpoven -Total (cont)
c) Factor volumétrico del petróleo
:
Se puede usar para valores de Bo a presiones p<pb. En este caso, se debe usar Rs a p.
sBg
gsbob
RAPI
Tx
APITxRxB
)60(10569,17
)60(10009,210857,4022,1
9
64
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Caracterización Física de los Yacimientos
Análisis estadísticode la correlaciónde CorpovenTotal de Bob
0 2
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
4 6 8 10 12
ERROR (%) MENOR QUE
FR
EC
UE
NC
IA A
CU
MU
LA
DA
(%
)
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Caracterización Física de los Yacimientos
Relación Gas - Petróleo de Tanque
• Correlación de Rollins, Mc Cain y Creeger.• Rangos:
Número de Muestras 301
Presión del separador, lpca 29,7 - 314,7
RGP de separador, PCN / BN 12 - 1742
RGP de tanque 4 - 220
Temperatura del separador, °F 60 - 150
Graved. Esp. Del Gas del Separador 0,579 - 1,124
Gravedad API del petróleo de tanque 18 - 53,5
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Caracterización Física de los Yacimientos
Relación Gas - Petróleo de Tanque (cont)
GPMxqq
qxRGPq
T
pRGP
gtanl
otantangtan
S
sgsotan
1000/
log9213,0
log501,1log469,3log916,44896,0log
qgtan = Volumen de gas liberado en tanque, MPCN/D.qotan= Tasa de producción de petróleo de tanque de , BN / D.ql = Líquido asociado al gas de tanque, gal / d.GPM= Riqueza del gas de tanque, gal / MPCN.
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Caracterización Física de los Yacimientos
Correlaciones para la Densidad del Petróleo
• Efectos de la presión y temperatura
• i) Crudos saturados
o = Densidad del crudo saturado @ p < pb y T, lbm/p3
o = Gravedad específica del crudo de tanque (agua = 1)
g = Gravedad específica del gas disuelto (aíre = 1)
o
sgoo B
R
615,5
0764,0350
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Caracterización Física de los Yacimientos
Correlaciones para la Densidad del Petróleo (cont.)
ii) Crudos subsaturados:
1
3,
,@
)(
/,@
lpcTosubsaturadpetróleodellidadCompresibiC
ByRconarribadeecuaciónusar
plbmTyposubsaturadcrudodeldensidad
o
obsb
bo
)( boobo ppCExp
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Caracterización Física de los Yacimientos
Correlaciones para la Densidad del Petróleo (cont)
iii) Crudos de tanque:Ecuación de Farouq - Alí. Efecto de la temperatura.
1885/)68(1
Toct
oT
3
3
/,
/,
pielbmtanquedecrudodeldensidad
pielbmTacrudodeldensidad
oct
oT
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Caracterización Física de los Yacimientos
Correlación para la Compresibilidad
T
sgT
o
oo p
RB
p
B
BC )()(
1
Se usa si se tiene análisis PVT.
i) Crudos saturados - correlación de Mc Cain y Cols.
sbso RAPILnTRpC ln449,0ln256,0402,1ln383,0ln45,1573,7ln
Válida hasta p< 5.300 lpc y T=330°F
ii) Crudos subsaturados - correlación de Vásquez y Beggs.
p
APITRC gsb
o 510
61,1211802,1751433
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Caracterización Física de los Yacimientos
Saturado y subsaturado
Compresibilidad de un crudo
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Caracterización Física de los Yacimientos
Viscosidad
• Medida de la resistencia ofrecida por las moléculas de una substancia a fluir.
• i) Newtonianos - Viscosidad no depende de la tasa de corte.
• ii) No Newtonianos - viscosidad depende de la tasa de corte.
• La viscosidad de los crudos depende de:
- Composición
- Temperatura
OAPI
oT
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Caracterización Física de los Yacimientos
Viscosidad (cont)
- Presión
o
o
possubsaturadytanquedecrudos
psaturadoscrudos
- Gas en Solución
osR
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Caracterización Física de los Yacimientos
Correlaciones para Viscosidad vs. Temperatura
)460log()05,1log(log TBAoD
od = Viscosidad del crudo muerto a T, cps.A y B = Constantes a determinar conociendo la viscosidad a
dos temperaturas.
- Correlación de Chung y Cols: Permite la viscosidad de un crudo (oD2) a una temperatura (T2) a partir de la viscosidad (oD1) a otra temperatura (T1).
121
2 115707log
TToD
oD
- Correlación de Farouq - Ali y Meldau
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Caracterización Física de los Yacimientos
Efecto de la Temperatura sobre la viscosidad de crudos pesados
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Caracterización Física de los Yacimientos
Correlaciones para Viscosidad vs. Temperatura (cont)
Correlación de Beggs y Robinson:
APIZ
Y
YTXZ
xoD
02023,00324,3
10
110163,1
Correlación de Ng y Egboah
TAPIoD log5644,0025086,08653,1)1log(log
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Caracterización Física de los Yacimientos
Correlaciones para Viscosidad vs. Presión
• Sin gas en solución (crudo muerto).
• Correlación de Chung y Cols.
17,2
)633,4(877,13
T
PxEA o
odp= viscosidad del crudo muerto a p y T, cps.od = viscosidad del crudo muerto a 14,7 lpc y T, cps• Con gas en solución
i) Crudos saturados - Beggs y Robinson
338,0
515,0
)150(44,5
)100(715,10
s
s
RB
RA
1
7,14log
pA
oD
oDB
BODo A
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Caracterización Física de los Yacimientos
Correlaciones para Viscosidad vs. Presión (cont)
ii) Crudos subsaturados - Vásquez - Beggs
ncorrelacióladepartiracalculaSe
pxEXPpm
p
p
ob
m
bobo
)1098,8513,11(6,2 5187,1
Beggs y Robinson con Rs = Rsb
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Caracterización Física de los Yacimientos
Propiedades del Agua de Formación
• Composición:• Generalmente las aguas de formación contienen sólidos
disueltos, v.g, cloruro de sodio, algunas son dulces.
• Presión de burbujeo:Igual a la del petróleo que coexiste con el agua.
• Factor volumétrico de formación:i) presión.
ii) temperatura.
iii) gas en solución.
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Caracterización Física de los Yacimientos
Composición de Algunas Aguas de Campos Venezolanos
Formación o Campo Ca Mg Na CO3 HCO3 SO4 Cl
Quiriquire (Zeta)
Cabimas (La Rosa)
Lagunillas (Icotea)
Bachaquero (P.Viejo)
La Paz (Guasare)
Oficina (OF7)
170
60
10
40
30
50
Total(mg/L)
100
60
60
60
20
20
1750
1740
2000
4610
6000
1260
0
0
120
0
80
0
3050
2010
5260
6250
1230
2330
4
0
0
5
0
140
1910
1780
90
3700
8550
640
7190
5643
5260
14657
15911
4424
Composición (mg/L) Salinidad
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Caracterización Física de los Yacimientos
Propiedades del Agua de Formación (Cont)
2742
21072139
1050654,51033391,1100001,1
1025341,21058922,31072834,11095301,1
)1)(1(
TxTxxV
pxPxTpxpTxV
VVB
wT
wp
wtwpw
Vwp = Corrección de volumen por presión.VwT = Corrección de volumen por temperatura.
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Caracterización Física de los Yacimientos
Factor volumétrico del agua de formación
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Caracterización Física de los Yacimientos
Cambio del volumen de agua al pasar de condiciones de yacimiento a
condiciones de superficie
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Caracterización Física de los Yacimientos
Propiedades del Agua de Formación (cont)
sólidodepesoS
PCNlbnormalesscondicioneaaguadeldensidad
SxS
B
wcN
wcN
wwcNw
%
/
1060074,1438603,0368,62
/
,
23
•Densidad:
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Caracterización Física de los Yacimientos
Propiedades PVT del agua de formación
5000
4500
4000
3500
3000
2500
2000
1500
500 LPCA
LPCA
1000
100020003000400050006000
PRESIÓN
24 3.8
3.4
3.0
2.6
2.2
1.3
1.2
1.1
1.0
20
60
60
0 5 10 15 20 25
100
100TEM PERATU RA, °F
RAZÓ N AG UA-PETRÓ ELO , P /BL3
FACT
OR D
E COR
RECI
ÓNCO
MPRE
SIBI
LIDA
D DE
L AGU
A, 10
LPCA
-6-1
TEM PERATU RA, °F
CO RR ECIÓ N PO R SALIN IDAD
CORR
ECCI
ÓN
SÓ LIDO S EN SALM UERA, 1000 PPM
140
140
180
180
220
250 °F200 °F150 °F100 °F
220
260
260
16
12
8
4
0
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Copyright CIED - Código Curso 325006I - 160
Caracterización Física de los Yacimientos
Propiedades del Agua de Formación (cont)
Relación Gas Agua en solución:
- Mucho menor que la solubilidad del gas en el petróleo
a las mismas condiciones de p y T.
- a T constante, aumenta con la presión, pero
disminuye con el aumento de la salinidad y gravedad
del gas disuelto.
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Caracterización Física de los Yacimientos
Propiedades del Agua de Formación (cont)
i) Compresibilidad del agua pura (correlación de Dobson y Standing)
pxxC
pxxB
pA
CTBTACwp
105
7
62
108,8109267,3
1077,401052,0
000134,08546,3
10/)(
.
Compresibilidad:
ii) Efecto del gas en solución (correlación de Jones)
)0088,01( swwpw RCC
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Caracterización Física de los Yacimientos
Viscosidad:- a condiciones de yacimiento es baja (< 1 cp)- disminuye con temperatura y aumenta con presión
y salinidad- Correlaciones de Mc Caini) a p atmosférica y diferentes temperaturas.
Propiedades del Agua de Formación (cont)
i
ii
i
ii
SBB
SAA
ATw
4
0
3
0
1
sólidosS %
33
2
1
1072213,8
313314,0
40564,8
574,109
xA
A
A
Ao
64
53
42
21
1055586,1
1047119,5
1079461,6
1063951,2
12166,1
xB
xB
xB
xB
Bo
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Caracterización Física de los Yacimientos
Viscosidad (cont):ii) Efecto de la presión.
Propiedades del Agua de Formación (cont)
pxpxw
w 95
1
101062,3100295,49994,0
iii) Correlación de Van Wingen.
252 10982,110479,1003,1 TxTxExpw
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Caracterización Física de los Yacimientos
Variación de la composición de la
mezcla con profundidad
CAPÍTULO 4
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Caracterización Física de los Yacimientos
Variación de la Composición de la Mezcla de H - C con Profundidad
• Observada experimentalmente => fuerzas gravitacionales (Sage y Lacey).
• Observada recientemente en yacimientos profundos y gran espesor.• Gas condensado a crudo liviano o volátil.• Crudo mediano a pesado.• Deben ser tomados en cuenta en simulación (20% de deferencia en
POES y predicción del petróleo acumulado).• En yacimientos se debe a:
- Fuerzas de gravedad: BARODIFUSIÓN por si sola puede
explicar el fenómeno.
- Cambios de temperatura por profundidad: TERMODIFUSIÓN.
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Caracterización Física de los Yacimientos
Yacimientos con Mayor Tendencia a Mostrar Variaciones Composicionales
• De gran espesor y/o cambios importantes de profundidad.• Cuasi críticos, de gas condensado y petróleo volátil (también
crudo negro mediano).• Con pequeñas cantidades de crudos muy pesados y
componentes aromáticos en el gas o en el petróleo.• Con gran cantidad de fracciones intermedias (C2 - C4). Mezcla
cerca de su composición crítica.• La composición cambia más rápidamente si py y Ty están cerca
de pc y Tc o cuando uno o más componentes tienen densidad superior al promedio.
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 167
Caracterización Física de los Yacimientos
Variación con profundidad del contenido de C1 y C7+de los Yacimientos del East Painter7
6000 7000
40
50
60
70
% C 1
80 RyckmanCreek
RyckmanCreek
Clear Creek
Clear Creek
Pine View
Oil
GlasscockHollow
Condensate
EastPainterReservoir
EastPainterReservoir
Painter Reservoir
Painter Reservoir
8000 9000
PROFUNDIDAD, pies
10000 11000 12000 13000 14000 15000
(a)
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 168
Caracterización Física de los Yacimientos
Variación con profundidad del contenido de C1 y C7+de los Yacimientos del East Painter7
6000 7000
200
150
100
% C 7+
RyckmanCreek
RyckmanCreek
Clear Creek
Clear Creek
Pine View
Oil
Gas
GlasscockHollow
East PainterReservoir
PainterReservoir
PainterReservoir
8000 9000
PROFUNDIDAD, pies
10000 11000 12000 13000 14000 15000
(b)
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Caracterización Física de los Yacimientos
Algoritmo Termodinámico de Predicción
• El cambio de energía libre de GIBBS de un componente se puede relacionar con la fugacidad:
dGi = RT lnfi (i = 1,2,....N) y también con los pesos moleculares.
dGi = Mi gdh (i = 1,2,....N)• Entonces
RTlnfi = Mi gdh
Ecuación de equilibrio termodinámico de una columna multicomponente sometida a un campo gravitacional a temperatura constante.
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 170
Caracterización Física de los Yacimientos
Algoritmo Termodinámico de Predicción (cont)
• Integrando entre límites:
• Sólo aparecen efectos gravitacionales .• Las fugacidades a p y T se determinan por
ecuaciones de estado.
RT
ghMEXPff
ffhh
ffoh
ii
ohi
hii
oii
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Caracterización Física de los Yacimientos
Comparación de las curvas
RGP vs PROFReal y
calculada
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 172
Caracterización Física de los Yacimientos
Variación de las propiedades de las Mezclas de Hidrocarburos con
Profundidad
• Composición:
Puede haber disminución de CH4 y aumento de C7+
Relación gas - petróleo:
por disminución de livianos y aumento de pesados con profundidad, RGP disminuye con la profundidad.
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 173
Caracterización Física de los Yacimientos
Variación del contenido de C1 y C7+ con profundidad del campo Anschutz Ranch East
4000 4400 4800 5200 5600 6000 6400
% C1 % C7+
% C1
% C7
59 6
5
60 7
61 8
62 9
63 10
64 11
65 12
66 13
67 14
Pine View
PROFUNDIDAD, pies
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 174
Caracterización Física de los Yacimientos
Variación de la RGP con profundidad del Campo Anschutz Ranch East
4000 4400 4800 5200 5600 6000 6400
3200
3400
3600
3800
4000
4200
4400
4600
4800
5000
5200
5400
5600
PROFUNDIDAD, pies
RG
P, C
N/B
N
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 175
Caracterización Física de los Yacimientos
Variación de las propiedades de las Mezclas de Hidrocarburos con
Profundidad (cont)
• Presión de saturación:a) Presencia de CGP: en el CGP la presión del
yacimiento es igual a la de saturación.
- En la zona de gas condensado:
por incremento del peso molecular del gas y T.
- En la zona de petróleo:
Por disminución de la RGP de solución.
rocioph
bph
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 176
Caracterización Física de los Yacimientos
Cambios de la presión de saturación en Yacimientos con variación composicional
5800 6000
PRESIÓN DELYACIMIENTO
PRESIÓN DEROCÍO
PRESIÓN DEBURBUJEO
CGP
6200 6400
+400
+200
0
PRESIÓN, Lpc
PR
OF
UN
DID
AD
, pie
s
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 177
Caracterización Física de los Yacimientos
Variación de las propiedades de las Mezclas de Hidrocarburos con Profundidad (cont)
b) Ausencia de CGP definido ( py muy alta):py > proc => condensado subsaturado.
Py > pb comportamiento similar al caso a.
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 178
Caracterización Física de los Yacimientos
Cambios de la presión de saturación en Yacimientos con variación composicional
6200 6400 6600 6800 7000 7200
PRESIÓN DELYACIMIENTO
PRESIÓN DESATURACIÓN
ROCIO
DATUM
BURBUJEO
-400
+200
-200
0
PRESIÓN, Lpc
PR
OF
UN
DID
AD
, pie
s
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 179
Caracterización Física de los Yacimientos
Variación de la temperatura crítica con profundidad en un Yacimiento del Mar
Norte3
UPPER BRENT
M IDDLE BRENT
W.O .C . 3224 m
W ell 2 W ell 1
D ST 13100 m
3200 m
3300 m
3400 m
3500 m
PR
OF
UN
DID
AD
, m
D ST 3D ST 2D ST 1
3250
-200 -100 0 100 200 400300
3200
TEM PER ATU R A C R ÍTIC A, °C
PR
OF
UN
DID
AD
, m
3150
3100
D ST 3
Tem peratura delYacim iento
Tem peraturaC rítica
D ST 2
D ST 1
Pozo 2
Pozo 1
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 180
Caracterización Física de los Yacimientos
Sección esquemática del campo “El Furrial”
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 181
Caracterización Física de los Yacimientos
Variación de la presión de burbujeo, gravedad APIy % asfaltenos con profundidad. Campo El Furrial
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Caracterización Física de los Yacimientos
Propiedades del Gas Natural
CAPÍTULO 5
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 183
Caracterización Física de los Yacimientos
Composición del Gas Natural
• Miembros más volátiles de la serie parafínica de hidrocarburos (Cn, H2n+2).
• Impurezas (componentes no hidrocarburos)
vapor de agua, etc.
• Elementos más pesados.
- Pequeñas proporciones.
- Se reportan como
71 CC
,,,, 2222 NNSHCO
7C
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 184
Caracterización Física de los Yacimientos
Comportamiento Real de los Gases• Gases ideales:
pV=nRT
No toma en cuenta:
- Volumen ocupado por las moléculas.
- Fuerzas de atracción y repulsión de las moléculas.
- Sólo puede utilizarse a bajas presiones
(< 50 lpca) y temperaturas moderadas.• Gases reales:
pV=ZnRT
Z= Factor de compresibilidad (factor de corrección), depende de p y T.
P y T deben ser valores absolutos.
)/()(314,8
)}/(08205,0
)/(73,10
3
3
KxmolKgmxKP
Kmolgrltxat
RmollbpiexlpcaR
a
Ojo: En los simuladores numéricos composicionales se usan ecuaciones de estado en vez de la ecuación de gases reales.
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 185
Caracterización Física de los Yacimientos
Determinacón del Factor de Compresibilidad
• Principio de los estados correspondientes.
- Desarrollado por J.D Van derWaals (1856).
- Todos los gases tienen el mismo factor Z a iguales condiciones de presión y temperatura reducidas:
Cr
cr
rr
TT
Tpp
p
TpfZ
),(
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 186
Caracterización Física de los Yacimientos
Determinación del Factor de Compresibilidad (cont)
- Para una mezcla de hidrocarburos (W.B.Kay,1936)
críticapseudoatemperaturT
críticapseudopresiónp
reducidapseudoatemperaturT
TT
reducidapseudopresiónp
pp
TpfZ
sc
sc
scsr
scsr
srsr
),(
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 187
Caracterización Física de los Yacimientos
Determinación del Factor de Compresibilidad (cont)
• Si se conoce la composición del gas:
icomponentedelmolarfracciónY
icomponentedelabsolutascríticasatemperaturypresiónTp
YTT
Ypp
i
cici
ici
n
isc
ici
n
isc
,1
1
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 188
Caracterización Física de los Yacimientos
Determinación del Factor de Compresibilidad (cont)
)8,0()7,53log(8522319)1,61log(4311188)( 7777 CCCsc MMCp
)3800log2450(lg)2,71log(364608)( 7777 CcCsc MMCT
Si se conoce sólo la gravedad específica del gas:
i) Gas pobre:
ii) Gas rico:
2
2
5,12325168
5,3715677
ggsc
ggsc
T
p
2
2
5,71330187
1,117,51706
ggsc
ggsc
T
p
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 189
Caracterización Física de los Yacimientos
Método Gráfico de Standing y Katzz
• Se basa en correlación gráfica.
• Determina Z a partir de psr y Tsr.
• Limitaciones:
- C1 > 80%.
- No hidrocarburos aromáticos.
- Sin impurezas. CO2 produce error igual al valor de yco2.
- No se debe usar a p y T cercanos a la crítica.
- No se recomienda para p > 10.000 lpca.
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 190
Caracterización Física de los Yacimientos
Fac
tor
de
com
pre
sib
ilid
ad,Z
Presión seudoreducida
Fac
tor
de
com
pre
sib
ilid
ad,Z
Factor deCompresibilidad
de gases naturales
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 191
Caracterización Física de los Yacimientos
Método Gráfico de Standing y Katz (cont)• Si hay impurezas, corregir según Wichert y Azis:
SH
SHCo
sk
skiCi
n
i
sciCi
n
isc
skiCi
n
isc
yB
yyA
BBAAF
FBByT
Typp
FyTT
2
22,
)(15)(120
)1()(
)(
)(
45,06,19,0
1
1
1
SHyCOdemolaresfraccionesyy
RcorreccióndefactorF
SHC
sk
O 222 2,
,
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 192
Caracterización Física de los Yacimientos
Método Gráfico de Standing y Katz (Cont.)
• Método práctico para cálculos rápidos y puntuales.• Para cálculos repetitivos (simulador).
- Desarrollar ecuaciones para las curvas isotermas
de Standing y Katz, v.g Sarem.
- Cálculo directo de Z vía ecuaciones de estado, v.g Hall y Yarborough.
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 193
Caracterización Física de los Yacimientos
Método de Sarem
• Desarrollo numérico de las isotermas de Standing y Katz vía polinomios de Legendre de grado 0 a 5.
menterespectivanymdodeLegendredepolinomiosPnPm
Ty
PX
yPnxPmAmnZ
sr
sr
nm
gra,
9,1
42
8,14
152
)()(5
0
5
0
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 194
Caracterización Física de los Yacimientos
Método de Sarem (cont)
)157063(293151,0)(
)33035(265115,0)(
)35(9354145,0)(
)13(7905695,0)(
224745,1)(
7071068,0)(
355
244
33
22
1
xxxXP
xxXP
xxXP
xXP
xXP
XPO
Valores de los coeficientes Amn.
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 195
Caracterización Física de los Yacimientos
Método de Hall y Yarborough
• Se basa en la ecuación de estado de Starling - Carnahan• Bastante exacto y fácil de programar.
)(
06125,02)1(2,1
srsc
scsr
tsr
TladeinversoTT
t
pp
p
Y
tepZ
Y = Densidad “reducida” que puede ser obtenida, resolviendo la ecuación no lineal:
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 196
Caracterización Física de los Yacimientos
Método de Hall y Yarborough (cont)
3
432)1(2,1
)1(06125,0
2
YYYYY
tep tsr
0)4,422,2427,90()58,476,976,14( )82,218,2(32232 tYtttYttt
Se resuelve:i) Por ensayo y error.ii) Por el método de Newton - Raphson
K
K
YY
yKkk
dY
dFYFYY
)()(1 /
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 197
Caracterización Física de los Yacimientos
Método de Hall y Yarborough (cont)
YtttY
YYYY
dY
YdF)16,952,1952,29(
)1(
4441)( 324
432
)82,218,1(32 )4,42,2427,90)(82,218,2( tYtttt
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 198
Caracterización Física de los Yacimientos
Factor Volumétrico del Gas, Bg
Relación entre el volumen de gas en el yacimiento al volumende la misma masa de gas a CN (14,7 lpca y 60 °F)
PCNBY
pZT
B
PCNPCY
pZT
p
ZTB
g
g
00504,0
02829,0520
7,14
En caso de yacimientos de gas se utiliza el inverso o factor deexpansión del gas.
PCYPCN
ZTP
BE
gg 35,35
1
BYPCN
ZTP
4,198
Los valores de Bg son muy pequeñosy en los cálculos, cuando se requieraBg-Bgi en el denominador, se puedecometer un error muy grande al usarintervalos pequeños.
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 199
Caracterización Física de los Yacimientos
Factor Volumétrico del Gas, Bg (cont)• Para muchos gases naturales Eg vs P/Z es:
– lineal a presiones no muy elevadas => ajustar Eg con un polinomio de segundo grado en p por mínimos cuadrados:
2cpbpaEg
Resultando:
n
i
i
n
i
i
n
i
igi
n
i
i
n
i
i
n
i
i
n
iigi
i
n
i
n
i
n
iiigi
n
i
pCpbpaEp
pCpbpaEp
pCpbnaE
1
4
1
3
1
2
1
2
1
3
1
2
11
1 1
2
1
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 200
Caracterización Física de los Yacimientos
Compresibilidad del Gas, Cg
• Cambio unitario de volumen con presión a T constante
Tg P
VV
C
1
sustituiralyrealesgasesdeecuaciónladodiferenciaobtenerpuedeSepV
T
Tg P
ZZP
C
11
Nótese que para gases ideales,
Entonces:
01 PZ
yZ
PCg
1
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 201
Caracterización Física de los Yacimientos
Compresibilidad Pseudoreducida, Cgr
• Mattar, Brar y Azis desarrollaron el siguiente esquema:
• En una mezcla de gases es preferible usar:
• y definir la compresibilidad pseudoreducida Cgr, como:
• y como:
srTsrscsrscg p
Z
ZpppC
11
srTsrsrsrscggr p
Z
p
Z
ppCC
1
sr
srr ZT
p27,0
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 202
Caracterización Física de los Yacimientos
Compresibilidad Pseudoreducida, Cgr (cont)
• Después de varias manipulaciones matemáticas
srTr
r
srr
srsrgr
ZZ
TZ
TZpC
1
)/(27,012
sr
r
rsrsrsrTr T
AAT
AA
T
A
T
AA
Z
sr
4
655
4311
1 52
4842
82
837 12 rA
rrrsr
reAA
TA
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 203
Caracterización Física de los Yacimientos
Compresibilidad Pseudoreducida, Cgr (cont)
53530771,0
57832729,0
04670990,1
31506237,0
4
3
2
1
A
A
A
A
68446549,0
68157001,0
1048813,0
61232032,0
8
7
6
5
A
A
A
A
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 204
Caracterización Física de los Yacimientos
Viscosidad del Gas Natural, g
• La viscosidad de un gas es mucho menor que la de un líquido.
• Todos los gases son Newtonianos.• Factores que afectan g.• A p < 1000 - 1500 lpca, T => g• A p > 1000 - 1500 lpca, T => g• a T constante, p => g • Mg => g g => g
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 205
Caracterización Física de los Yacimientos
Determinación de
• Experimentalmente:– Sumamente complicada por ser muy pequeña.– No puede ser medida con exactitud.
• Métodos Gráficos o Numéricos:– Lee, González y Eakin– Carr, Kobayashi y Burrows.
g
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 206
Caracterización Física de los Yacimientos
Método de Lee, González y Eakin
• Midieron experimentalmente la viscosidad de cuatro gases naturales con impurezas (CO2 y H2S) a:
T entre 100 y 400°F.
P desde 100 hasta 8000 lpca.
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 207
Caracterización Física de los Yacimientos
Método de Lee, González y Eakin (cont)
XYMT
XTM
TMK
donde
XK
gg
g
gY
g
2,04,2/01,0986
5,3/19209
)02,04,9(
:10
)exp(
5,1
4
Obtuvieron la correlación siguiente:
g = Viscosidad del gas a p y T, cpT = Temperatura absoluta en °R.g = Densidad del gas, a p y T, gr/cm3Mg = Peso molecular del gas
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 208
Caracterización Física de los Yacimientos
420
400
350
300
260
220
180
140
100
100 140 190 220 260 300 340
8000 PSIA
6000 PSIA
5000 PSIA
4000 PSIA
3000 PSIA2500 PSIA2000 PSIA1500 PSIA1000 PSIA200 PSIA
Región 2 fasesestimada
Temperatura, °F
Vis
cosi
dad
, Mic
rop
ois
es
Lee y Cols
Valores Experimentales
Composición del Gas =N2, 0.55; CO2 1.70C, 91.60; C2-C7, 6.15%
Comparación entre valores
experimentalesde viscosidady calculados
con el método LEE y COLS
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 209
Caracterización Física de los Yacimientos
Método de Carr, Kobayashi y Burrows
• Se basa en el principio de los estados correspondientes.
• A psr y T sr todos los gases tienen el mismo coeficiente de viscosidad, g / g1. g = Viscosidad del gas a p y T. g1= Viscosidad del gas a 1 atm y T, °F, cp.
• Si el gas tiene impurezas:- g = g1sc+CCO2 +CH2S + CN2
cgg
gg 1
1
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 210
Caracterización Física de los Yacimientos
m g
1, c
ps
Peso Molecular
Gravedad del GasViscosidad de Hidrocarburos
Gaseosos A 1.0 ATM
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 211
Caracterización Física de los Yacimientos
Coc
ient
e m
g/m
g 1
Temperatura seudoreducida
(g/g1) Vs.Psr a Tsr Constante
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 212
Caracterización Física de los Yacimientos
Presión seudoreducida
mg/mg1 Vs. Psr a TsrConstante
Co
nst
ante
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Copyright CIED - Código Curso 325006I - 213
Caracterización Física de los Yacimientos
Método de Carr, Kobayashi y Burrows (cont)
• Standing desarrolló el procedimiento para computadores:
)1073,3log1049,8(
)1024,6log1008,9(
)1059,9log1048,8(
log1015,610188,8)10062,210709,1(
33
33
33
33651
22
22
22
xxYC
xxYC
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xxTxx
gHH
gCC
gNN
ggscg
SS
OO
Cgsr
g T
AExp1
)(
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 214
Caracterización Física de los Yacimientos
Método de Carr, Kobayashi y Burrows (cont)
)(
)()(
315
2141312
3
311
21098
237
2654
srsrsrsr
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3
32
211
ln srsrsrosrg
g papapaaTA
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Caracterización Física de los Yacimientos
Propiedades Petrofísicas
CAPÍTULO 6
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Caracterización Física de los Yacimientos
Propiedades Petrofísicas Multifásicas
• Propiedades Petrofísicas dependen de:– Estructura de la Roca.– Naturaleza de los Fluídos. – Saturación de los Fluídos.
– Propiedades Petrofísicas Multifásicas
– Humectabilidad– Presión Capilar– Permeabilidades Relativas
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Caracterización Física de los Yacimientos
Humectabilidad• Tendencia de un fluido a adherirse o adsorberse sobre
una superficie sólida en presencia de otros fluidos inmiscibles.
• Determina:– Localización y Distribución de Fluidos.– Permeabilidad Relativas.
– Eficiencias de Desplazamiento.• Los Fluidos pueden ser:
– Humectantes o Mojantes, mayor tendencia a adherirse a la roca.
– No se adhieren a la roca o lo hacen parcialmente.
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Caracterización Física de los Yacimientos
Humectabilidad (cont)
• Ángulo de Contacto:• Formado por la interfase de dos fluidos
inmiscibles con la superficie de la roca, medido a través del más denso. Varia entre 0 y 180°.
• Ángulo contacto < 90 - humectante.• Ángulo contacto = 90 - intermedio.• Ángulo contacto > 90 - no humectante.
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Caracterización Física de los Yacimientos
Ilustración del áangulo de contacto
Owo Owo
Owo OwoHIDRÓFILO( < 90°)
OLEOFILO( < 90°)
OwoAGUA
SUPERFICIE DE LA ROCA
PE
TRÓ
LEO
Owo = ÁNGULO DE CONTACTO
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Caracterización Física de los Yacimientos
Humectabilidad (cont)• Hidrófilos:
• Ángulo de contacto < 90.
• Mojados preferencialmente por agua.
• El agua se desplaza por los canales de flujo pequeños.
• El petróleo se desplaza por los canales más grandes.
• Abarca la mayoría de los yacimientos petrolíferos.
• Oleófilos:
• Ángulo de contacto mayor de 90°.
• Mojados preferencialmente por petróleo.
• El petróleo se desplaza por los canales más pequeños, el agua por los más grandes.
• Pocos yacimientos son oleófilos. Ricos en compuestos polares como ácidos y bases orgánicas existentes en los asfaltenos.
• No hay yacimientos Gasófilos.
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 221
Caracterización Física de los Yacimientos
A) YACIMIENTO B) YACIMIENTO OLEOFILO
ROCA AGUA PETRÓLEO
Distribución de los fluidos en yacimietos hidrófilos y oleofilos
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Caracterización Física de los Yacimientos
Grano de Arena
100% Agua 100% Petróleo
100% Gas Agua-Petróleo-Gas
Porosidad
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Caracterización Física de los Yacimientos
Granos Grandes Granos Diminutos
Granos Grandes Granos Pequeños
Permeabilidad
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 224
Caracterización Física de los Yacimientos
Presión Capilar
• Diferencia de presión entre dos fluidos inmiscibles a través de la interfase que se forma entre ellos, cuando se ponen en contacto en un medio poroso.
– Pc = PFNM - PFM
– Pc= Presión capilar, lpc.– PFNM = Presión fase no mojante, lpc.– PFM= Presión fase mojante, lpc.
• Presiones capilares en yacimientos de hidrocarburos:– Agua Petróleo
Hidrófilos PCWO = Po - PwOleófilos PCWO = Pw - Po
– Gas - PetróleoPcgo = Pg - Po– Agua - Gas PCgw = Pg - Pw
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Caracterización Física de los Yacimientos
Presión Capilar• Si la interfase es curva la presión en el lado cóncavo excede el
convexo y esta diferencia es conocida como presión capilar.La expresión general para calcular la presión capilar en cualquier punto de la interfase donde las presiones en el petróleo y en el aguason Po y Pw respectivamente(Expresión de Laplace):
– Pc =Presión Capilar– õ = Tensión interfasial– R1 y r2 = Radios de Curvatura en cualquier punto
de la interface Presión fase no mojante, lpc.
21
11
rrPPP woC
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Caracterización Física de los Yacimientos
Presión Capilar• Las moléculas cerca de la interfase están desigualmente atraidas por
las moléculas vecinas y esto da un incremento en el nivel de energía libre en la superficie por unidad de área o tensión interfacial
– Pc = PFNM - PFM– Pc= Presión capilar, lpc.– PFNM = Presión fase no mojante, lpc.– PFM= Presión fase mojPresiones capilares en
yacimientos de hidrocarburos:
– Agua PetróleoHidrófilos PCWO = po - pwOleófilos PCWO = pw - po
– Gas Petróleo Pcgo = pg - po– Agua - Gas PCgw = pg - pw
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 227
Caracterización Física de los Yacimientos
Presión Capilar
• La Presion capilar es interpretada en terminos de la elevacion de un plano de saturacion constante de agua sobre el nivel al cual la presion capilar es cero.
– Pc = PFNM - PFM– Pc= Presión capilar, lpc.– PFNM = Presión fase no mojante, lpc.– PFM= Presión fase mojante, lpc.
• Presiones capilares en yacimientos de hidrocarburos:
– Agua PetróleoHidrófilos PCWO = po - pw
Pw+ ρwgH=P
Po+ ρogH=P
(Po – Pw)= ∆ρgH
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 228
Caracterización Física de los Yacimientos
Presión Capilar (cont)
• Considerando el medio poroso como empaque de tubos capilares:
• = tensión interfacial, dinas / cm.• Pc = presión capilar, dinas / cm2. º = ángulo de contacto.• r = radio promedio de los poros.
r
CosPC
2
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 229
Caracterización Física de los Yacimientos
Pc= Pfnm - Pfm
DRENAJE
Swir
Sor
B
AC
Pd
0 SATURACIÓN DE AGUA
PR
ES
IÓN
CA
PIL
AR
10
+
D
IMBIBICIÓNEXPONTÁNEA(Pfm < Pfnm)
IMBIBICIÓNFORZADA(Pfm < Pfnm)
Curvas típicas de presión capilar
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 230
Caracterización Física de los Yacimientos
Curvas de Presión Capilar - Drenaje• Consideremos un medio poroso saturado 100% con fluido mojante (agua). Se
requiere desplazarla con fluido no mojante (petróleo). El proceso se llama Drenaje.
• Presión de umbral o de desplazamiento: presión mínima requerida por el fluido no humectante para penetrar en los poros más grandes. Punto A de la Curva.
• Continuando el proceso:• Saturación fase mojante => Disminuye.• Saturación fase no mojante => Aumenta.• Presión capilar => Aumenta hasta B.• B => Aumentos de presión capilar no disminuyen saturación
fase mojante.• Saturación irreducible fase mojante = cantidad de fluido mojante que
queda en los poros (los más pequeños) => saturación de agua connata.
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 231
Caracterización Física de los Yacimientos
Curvas de Presión Capilar - Imbibicion
• Consideremos que reversamos el experimento.• Desplazamos el fluido no mojante (petróleo) con fluido mojante
(agua), partiendo de Sw = Swir (Punto B).• El proceso se llama imbibición• Durante el proceso:
– Saturación fase mojante => Aumenta.– Saturación fase no mojante => Disminuye.
• Notense dos partes en el proceso:– PFM < PFNM Curva B - C Imbibición
espontánea.– PFM > PFNM Curva C - D Imbibición Forzada.
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 232
Caracterización Física de los Yacimientos
Curvas de Presión Capilar - Imbibicion (cont)
• En el punto D, mayores incrementos de Pfm no producen disminución adicional en la saturación de la fase no mojante: Saturación residual de la fase no mojante (Sor).
La fase no mojante residual queda atrapada en los canales porosos más grandes.
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 233
Caracterización Física de los Yacimientos
Curvas de Presión Capilar - Histéresis
• Diferencia en las propiedades multifásicas de las rocas causadas por la dirección del cambio de saturación.
• En el caso de la presión capilar:
• Curvas por drenaje curva por Imbibición.
• Histéresis de capilaridad.
• Curva de imbibición: sirve para simular el desplazamiento del petróleo y / o gas por el agua.
• Curva de drenaje: Distribución inicial de saturación de los fluidos en el yacimiento y desplazamiento de petróleo por gas.
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 234
Caracterización Física de los Yacimientos
Presión Capilar - Efecto del Tamaño y Distribución de los Poros
• Pc es inversamente proporcional al tamaño de los poros.
• Si todos los poros fuesen del mismo tamaño, Pc vs. Sw daría una recta horizontal, recta A (radio r).
• Si todos los poros fuesen del mismo tamaño, pero si los r2 > r1, estariamos en recta B, PcB < PcA.
gHr
CosPc
2
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 235
Caracterización Física de los Yacimientos
Presión Capilar - Efecto del Tamaño y Distribución de los Poros (cont)
• Si los poros variaran uniformemente entre r1 y r2, tendríamos pc vs. Sw siguiendo la curva C
• Tamaño de los poros => Pc => K
• A medida que disminuye el tamaño de los poros, la permeabilidad disminuye. La permeabilidad disminuye y la presión capilar aumenta.
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 236
Caracterización Física de los Yacimientos
Función J de Leverett
• Función adimensional que permite correlacionar datos de diferentes arenas de un mismo yacimiento o campo (litología y textura no cambien notoriamente).
• Agua - Petróleo:
• Gas - Petróleo:
• Es una propiedad de la roca
/216,0
)( kp
SJwo
cwow
/216,0
)( kp
SJgo
cgow
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 237
Caracterización Física de los Yacimientos
Función J de Leverett (cont)
• Es aproximadamente constante para un tipo de roca dada.
• No cambia del laboratorio al yacimiento (laboratorio usa: aire - agua, agua - petróleo o aire mercurio petróleo, agua y gas del yacimiento).
2/1
)/(
)/()()(
lab
yac
lab
yaclabcyacc k
kxpp
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 238
Caracterización Física de los Yacimientos
Distribución Inicial de Sw• Debido a la presencia de las fuerzas capilares en el medio
poroso, pueden existir zonas de transición agua - petróleo y petróleo - gas en yacimientos con acuíferos y / o capas de gas.
• Es importante conocer la distribución inicial de saturaciones de fluidos en la zona de petróleo. Es una de las más importantes aplicaciones de la presión capilar.
• Suponiendo:– Un yacimiento de petróleo con un acuífero de fondo.– Las columnas de agua y petróleo son continuas y en contacto a
través del yacimiento.
– Los fluidos están en equilibrio estático.
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 239
Caracterización Física de los Yacimientos
Distribución Inicial de Sw• Debido a la presencia de las fuerzas capilares en el medio
poroso, pueden existir zonas de transición agua - petróleo y petróleo - gas en yacimientos con acuíferos y / o capas de gas.
• Es importante conocer la distribución inicial de saturaciones de fluidos en la zona de petróleo. Es una de las más importantes aplicaciones de la presión capilar.
• Suponiendo:– Un yacimiento de petróleo con un acuífero de fondo.– Las columnas de agua y petróleo son continuas y en contacto a
través del yacimiento.
– Los fluidos están en equilibrio estático.
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 240
Caracterización Física de los Yacimientos
Distribuciónde fluidos conprofundidaden un yacimiento
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 241
Caracterización Física de los Yacimientos
Distribución Inicial de Sw (cont)
DNA D
Petróleo
Zona de transiciónAgua - Petróleo
NAL
Sw = 100%
Agua
))((433,0)(
)(433,0
)(433,0
DDPPPP
DDPP
DDPP
NALowNALCwowocow
NALwwNALw
NALooNAL
O
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 242
Caracterización Física de los Yacimientos
Distribución Inicial de Sw (cont)
• En el NAL, Sw = 100% y o sea:
0NALcwoP
))((433,0 DDP NALowcwo
Esta ecuación permite determinar la distribución de Swpor encima del NAL.
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 243
Caracterización Física de los Yacimientos
Distribución Inicial de Sg
• Considérese un yacimiento de petróleo con capa de gas.– NPL: Nivel de Petroleo Libre– Existe una zona de transición gas - petróleo más
pequeña que la del agua - petróleo.– Al NPL, So + Swir = 1 y– Las columnas de gas y petróleo son continuas y
en contacto a través del yacimiento.– Los fluidos se encuentran en equilibrio estático.
0NPLcgop
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 244
Caracterización Física de los Yacimientos
Distribución Inicial de Sg (cont)
DNPL D
Gas
Zona de transiciónGas - Petróleo
NPL
So + Swir =1
Petróleo
))((433,0 DDP NPLgocgo
Entonces:
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 245
Caracterización Física de los Yacimientos
Distribución de saturacióncon base en datosde presión capilar
150
100
50
0
0 50 100
Sw (%)
ALT
UR
AD
ES
DE
EL
NIV
EL
DE
AG
UA
LIB
RE
(pie
s)
150
100
50
0
0 50 100
Sw (%)
ALT
UR
AD
ES
DE
EL
NIV
EL
DE
AG
UA
LIB
RE
(pie
s)
POZO 1POZO 2POZO 3POZO 4
Distribución de saturacióncon base en datosde resgistros
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 246
Caracterización Física de los Yacimientos
SAT U R ACIÓ N D E AGU A (C alc.), %
PR
OF
UN
DID
AD
PO
RD
EB
AJO
DE
LN
I VE
LD
EL
MA
R(p
i es)
830
840
850
860
870
880
890
900
910
920
930
940
950
960
970
980
990
1000
1010
10200 10 20 3 0 40 50 60 70 8 0 90 100
DATO S O BT EN ID O S D EP R ESIÓ N C AP ILAR
DATO S O BT EN ID O S D ER E GIST R O S E LÉ CTR IC O S
SSw vs. Profundidadcon base a presióncapilar y a registroseléctricos
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 247
Caracterización Física de los Yacimientos
TORTUOSIDAD
• Es la relación entre la longitud del tubo capilar equivalente al medio poroso (Lc) y la longitud del medio poroso (L) .
– Pc = PFNM - PFM– Pc= Presión capilar, lpc.– PFNM = Presión fase no mojante, lpc.– PFM= Presión fase mojante, lpc.
• Presiones capilares en yacimientos de hidrocarburos:– Agua Petróleo
Hidrófilos PCWO = po - pw
Pw+ ρwgH=P
Po+ ρogH=P(Po – Pw)= ∆ρgH
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Caracterización Física de los Yacimientos
Correlaciones de Presión Capilar Total - Corpoven
• Basadas en 91 análisis de la presión capilar de muestras de yacimientos del Area Mayor de Oficina.
• Se usó el modelo de Brooks y Corey:
= índice de distribución tamaño de los poros, adim.• Pd = presión de desplazamiento, lpc.• Pcwo = presión capilar a Sw, lpc
wirwirww
cwow
SSSS
PPd
S
1/*
*
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 249
Caracterización Física de los Yacimientos
RAZON DE MOVILIDAD
• Basadas en 91 análisis de presión capilar de muestras de yacimientos del Area Mayor de Oficina.
• Se usó el modelo de Brooks y Corey:
= índice de distribución tamaño de los poros, adim.• Pd = presión de desplazamiento, lpC.• Pcwo = presión capilar a Sw, lpc
wirwirww
cwow
SSSS
PPd
S
1/*
*
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 250
Caracterización Física de los Yacimientos
Correlaciones de PresiónCapilar Total - Corpoven (Cont.)
alta = arena no consolidada. baja = arena consolidada.• promedio área mayor de oficina = 1,668.• Las correlaciones son:
)/log(
log *
cwo
w
PPd
S
wir
gwir
wir
oo
ogcgo
wwcwo
S
SS
S
SS
lpcSkSP
lpcSkSP
1
1
1
,)2648,1log2934,0()(
)2135,2log5135,0()(
*
6,0*
6,0*
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 251
Caracterización Física de los Yacimientos
Permeabilidad
• Medida de la facilidad con que una roca permite el flujo de fluidos a través de sus porosinterconectados.
– Absoluta: medio poroso que está completamente saturado (100%) con el fluido que se mueve a través de los canales porosos.
– Efectiva: facilidad con que una roca permite el flujo de unifluido, en presencia de otros u otros fluidos.
Kefec < Kabs.– Relativa: cociente entre la permeabilidad efectiva
a un fluido y una permeabilidad base.
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 252
Caracterización Física de los Yacimientos
Permeabilidad Relativa (cont)
b) Normalizadas: se usan como bases las permeabilidades máximas (extremas) al fluido en cuestión:
Las permeabilidades máximas se calculan así:
Agua - Petróleo: Somax =1 -Swc Swmax = 1-Sorw.
Gas - Petróleo : Somax = 1 - Swc - Sgc Sgmax = 1-Sorg - Swc
gmax
grg
wmax
wrw
omax
oro k
kk
k
kk
k
kk
k
kk
k
kk
k
kk g
rgw
rwo
ro
a) No normalizada: se usa la permeabilidad absoluta como base:
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 253
Caracterización Física de los Yacimientos
Curvas típicasde Kr Gas-
Petróleo
PE
TR
ÓLE
O
AG U A
SATUR ACIÓ N DE A G UA
PE
RM
EA
BIL
IDA
DR
EL
AT
IVA
Sorw
K rw m ax.
K ro m ax.
Swc
1.0
0 1
SATU RACIÓ N DE LÍQ UIDO (So + Sw c)
S o rwPE
RM
EA
BIL
IDA
DR
EL
AT
IVA
Sgc
K rg m ax.K ro m ax.
Sw c
PETRÓLEO
0
1.0
1
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 254
Caracterización Física de los Yacimientos
Teoría de Flujo por Canales• Desarrollada por Moore y Slobod.• La más aceptada para explicar el flujo microscópico a través de medios porosos.• Basada en estudios experimentales.• Los diferentes fluidos que saturan una roca se distribuyen en el espacio poroso
interconectado, ocupando poros completos y diferentes.• Una serie de poros saturados regularmente se encuentran interconectados, formando
un canal de flujo.• Para que un fluido pueda fluir a través de un canal tiene que formar una fase continua.
• Una formación petrolífera está constituida por un gran número de canales interconectados entre sí.
• La fase mojante (agua) ocupa los canales más pequeños.• La fase no mojante (petróleo y / o gas) es las más grandes.
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 255
Caracterización Física de los Yacimientos
Distribuciónde fluidos
durante unainvasión
con aguaFAS E IN IC IAL
FASE IN IC IA L
ABAND ON OFASE SUBO RDINA DA
FAS E SUB O RDINADA
a) YACIMIENTO HIDRÓFILO
b) YACIMIENTO OLEÓFILO
ABA NDO NO
GR ANODE ARE NA PE TRÓ LEO A G UA
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 256
Caracterización Física de los Yacimientos
Factores que Afectan las Curvas de Kr
• Si durante el proceso de desplazamiento no hay cambios importantes en la tensión interfacial Kr depende de:– Saturación:
• A medida que aumenta la saturación de un fluido, se incrementa la permeabilidad relativa hasta un valor
máximo.– Historia de la saturación (Histéresis).– Distribución del tamaño de los poros.– Humectabilidad de la matriz de la roca.– Temperatura.
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 257
Caracterización Física de los Yacimientos
Efecto de la Historia de Saturación (Histéresis) sobre Kr
• Drenaje (Desaturación): Medio poroso inicialmente saturado con la fase mojante y Kr se obtiene, disminuyendo la saturación de la fase mojante por desplazamiento con la fase no mojante.
• Imbibición (Restauración): Kr se obtiene, aumentando la saturación de la fase mojante.
• Kr para la fase no mojante en imbibición son menores que en drenaje por entrampamiento de la fase no mojante por la mojante. La fase no mojante se queda en los poros en forma discontinua e inmóvil.
• La historia de saturación debe tenerse en cuenta al estudiar:• Conificación del agua y gas.• Inyección de agua en presencia de gas libre.• Efecto del gas atrapado sobre Swor.• Inyección de tapones alternados de Agua - Gas (WAG).
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 258
Caracterización Física de los Yacimientos
Histéresisde las curvas
de permeabilidad
relativa
SATURACIÓN DE AGUA
PE
RM
EA
BIL
IDA
DR
ELA
TIV
A,%
PE
RM
.AB
SO
LUTA
(agu
a) 160
140
120
100
80
60
40
20
00 20 40 60 80 100
D IR E C C IÓ N D E LC A M B IO D ES ATU R A C IÓ NIM B IBIC IÓ N
AG U A
P E T R Ó L E O
D R E N A JE
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 259
Caracterización Física de los Yacimientos
Efecto de la Distribución del Tamaño de los Poros sobre Kr
• Arenas consolidadas tienen menor permeabilidad relativa a la fase mojante y mayor a la no mojante que arenas no consolidadas.
• Se debe ser muy cuidadoso en la selección de correlaciones.
• Índice de distribución del tamaño de los poros , es buena base para correlacionar curvas de permeabilidad relativa.
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 260
Caracterización Física de los Yacimientos
SATURACIÓN DE LÍQUIDO
GAS
LÍQ
UID
O
PE
RM
EA
BIL
IDA
DR
ELA
TIV
A
100
80
60
40
20
00 20 40 60 80 100
.
.
.
.
.
. . . . .
Curvas de permeabilidad relativapara arenas consolidadas y no consolidadas
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 261
Caracterización Física de los Yacimientos
Efecto de la Humectabilidad sobre Kr
• En yacimientos hidrófilos el petróleo fluye por los canales de mayor área de flujo y el agua por las de menor áreas de flujos.
• En yacimientos oleófilos ocurre lo contrario.• Bajo condiciones similares de desplazamiento, la
recuperación de petróleo es mayor en hidrófilos.• En yacimientos con humectabilidad intermedia, el
volumen de petróleo residual es pequeño.
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 262
Caracterización Física de los Yacimientos
SATURACIÓN DE AGUA
HIDRÓFILO
OLEÓFILO
PETRÓLEOAGUA
PE
RM
EA
BIL
IDA
DR
ELA
TIV
A
100
75
50
25
0 25 50 75 100. . . .
.
.
.
.
Curvas de permeabilidad relativapara yacimientos oleófilos e hidrófilos
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 263
Caracterización Física de los Yacimientos
Efecto de la Temperatura sobre Kr
• Al aumentar T:– Kro aumenta y Krw disminuye– El agua humecta en mayor grado la roca del
yacimiento.– La histéresis entre drenaje e imbibición disminuye.– La saturación residual de petróleo disminuye.– La saturación irreducible del agua aumenta.
Swir = 0,001364 T + 0,0945
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 264
Caracterización Física de los Yacimientos
Sw
Kro Krw
70°F
150°F
180°F
250°F
1.0
.9
.8
.7
.6
.5
.4
.3
.2
.1
0.0
1.0
.9
.8
.7
.6
.5
.4
.3
.2
.1
0.00 .1 .2 .3 .4 .5 .6 .7 .8 .9 1.0
Efecto de la temperatura sobre las permeabilidades relativas al agua y al petróleo
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 265
Caracterización Física de los Yacimientos
T, °F
Swir
50
40
30
20
10
060 100 140 180
23456
2
4 .5
Efecto de la temperatura sobre Swir
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 266
Caracterización Física de los Yacimientos
+
Puntos Promedios
Kro
w(S
wc)
Swc
1.0
0.9
0.8
0.7
0.6
0.5
0.4
0.3
0.2
0.1
0.00.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0
++ +
++ +
+
+++
++
+++
++++
++
++++
+++++
++ +
++
+
++
+++++
+ +++
++
++ ++++
++
+ ++
++++
+
++
++
+++ ++++++
++
+
+ +
+++
Permeabilidad relativa máximadel petróleo (Desplazamiento agua-petróleo)
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 267
Caracterización Física de los Yacimientos
Correlaciones de Wyllie y Gardner
• Especificación en tres tipos de arenas:• Permeabilidad relativa gas - petróleo:
Tipo de Arena– No consolidada, bien escogida– No consolidada, pobremente escogida– Arena cementada, calizas, etc
rogkrwk
3** )1(3
oSSo
)1()1(5,15,3 *2**
ooo SSS
)1()1(24 *2**
ooo SSS
wc
wco S
SS
1*
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 268
Caracterización Física de los Yacimientos
Correlaciones de Wyllie y Gardner (cont)
• Permeabilidad relativa agua - petróleoTipo de Arena
• No consolidada, bien escogida• No consolidada, pobremente escogida• Arena cementada, caliza,etc
rogkrwk
3*3* )1( ww SS
5,35,1 **2* )1()1( www SSS 42 **2* )1()1( www SSS
wir
wirww S
SSS
1*
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 269
Caracterización Física de los Yacimientos
Correlaciones Corpoven Total para Kr• Permiten estimar para desplazamiento agua - petróleo y gas - petróleo.
a) Saturaciones residuales
Sorw = 0,32 (1-Swc) Sorg = 0,40 (1-Swc)
b) Permeabilidades relativas máximas
i) al petróleo en desplazamiento petróleo - agua en
función de Swc.
ii) al agua en desplazamiento petróleo - agua, en
función de (1-Sorw - Swc)
iii) al gas en desplazamiento petróleo - gas en función de 1-Sorg -
Swc.
c) Permeabilidades relativas Agua - Petróleo.
d) Permeabilidades relativas Agua - Petróleo.• Fueron desarrolladas para los yacimientos petrolíferos del Oriente de Venezuela, usando:
» 91 análisis de presión capilar.» 81 análisis de desplazamiento agua - petróleo.» 35 análisis de desplazamiento gas - petróleo.
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 270
Caracterización Física de los Yacimientos
Correlaciones Corpoven Total - Permeabilidades Relativas Agua - Petróleo
– Obtenidas, modificando las ecuaciones de Corey y Burdine.
))(1(
411)(
2
1
1:
)1(1)(
2,0
***
****
*
/)2(*2*
* )32(
oraoorw
orworwoof
wir
orworw
ofofromaxrow
wrwmax
rw
SSS
SSSS
S
SScon
SSKK
SK
K
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 271
Caracterización Física de los Yacimientos
2,2*2*
*
*
**
)1(1)(
2,0
668,1
68,0
882,111
2
68,0
2,4
oforromaxrow
wrwmax
rw
w
wof
SSKK
Sk
k
siy
S
SS
O también:
Correlaciones Corpoven Total - Permeabilidades Relativas agua-petróleo
(Cont.)
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 272
Caracterización Física de los Yacimientos
Correlaciones Corpoven Total Permeabilidades Relativas Gas - Petróleo
• Obtenidas, modificando las ecuaciones de Corey y Burdine.
rog
rgrogrg
owc
wcorog
oorgwc
orgorog
k
kkk
SS
SSk
SSS
SSk
2,2
/)2(
*
2
*
2
)1(6,0
)1(4,0
1
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 273
Caracterización Física de los Yacimientos
Correlaciones de Corey y Cols.
• Aplicables a desplazamientos gas - petróleo y agua - petróleo en arenas consolidadas y no consolidadas.
• Permeabilidad relativa gas - petróleo:
a) arenas consolidadas:
N o es aceptable su uso en formaciones estratificadas en canales o que tengan grandes cantidades de material de cementante.
1
1
)2(
)1(
*
*3*
4*
wcg
wc
gg
ggrg
grog
SSSo
S
SS
SSk
Sk
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 274
Caracterización Física de los Yacimientos
Correlaciones de Corey y Cols. (cont)
b) arenas no consolidadas:
Permeabilidad relativa agua - petróleo
a) arena consolidadas
Estas correlaciones, también se llaman de “Naar y Handerson”
b) arenas no consolidadas
3*
3* )1(
grg
grog
Sk
Sk
4*
2/1*2/3* )21(2)21(
wrw
wwrow
Sk
SSk
3*
3* )1(
wrw
wrow
Sk
Sk
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 275
Caracterización Física de los Yacimientos
PERMEABILIDADRELATIVA
SATURACIÓN DE AGUA
TOTAL
TOTAL
1.0
0.9
0.8
0.7
0.6
0.5
0.4
0.3
0.2
0.1
0.00.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0
x
x
x
x
Swc=0.2= 1.666 TOTAL= 2 Corey y Cols
Wyllie y Cardner
Corey y ColsNaar y Henderson
Corey y ColsNear y Henderson
Wyllie y Gardner
Kro
PE
RM
EA
BIL
IDA
D R
EL
AT
IVA
Comparacion de las permeabibilidades relativas Agua-Pet.Usando varias correlaciones
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 276
Caracterización Física de los Yacimientos
PE
RM
EA
BIL
IDA
DR
ELA
TIV
A
SATURACIÓN DE AGUA
1.0
0.9
0.8
0.7
0.6
0.5
0.4
0.3
0.2
0.1
0.00.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0
Swc=0.2= 1.666 TOTAL= 2 CoreyyCols
Kro
Total
Kro
Corey y ColsWyllie y Gardner
Comparación de las permeabilidadesrelativas Gas-Petróleo usando varias correlaciones
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 277
Caracterización Física de los Yacimientos
Permeabilidades Relativas Trifásicas: Gas - Petróleo - Agua
• Cuando existe flujo simultáneo trifásico.• i) yacimientos con empuje combinado de agua y gas.
ii) inyección alterna o simultánea de agua y gas.
iii) Inyección de vapor.
iv)Combustión en sitio.
- Proceso muy difícil de medir experimentalmente.
- Modelo probabilístico fundamentado en teoría de flujo por canales.
- Metodología propuesta por Stone:
i) )(´)( worggrg SSFkoSFk
Se determina de curvas o correlaciones bifásicas gas-líquido.
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 278
Caracterización Física de los Yacimientos
Permeabilidades Relativas Trifásicas: Gas - Petróleo - Agua (cont)
ii)
Se determina de curvas o correlaciones bifásicas agua-petróleo :
iii)
Esta ecuación puede dar valores negativos. Dietrich y Bonder la modificaron así:
)( wrw SFk
)())(( rwrgrgrogrwrowro kkkkkkk
)0(1
)(/))((
0
gwcroromax
rwrgromaxrgrogrwrowro
SSSakk
kkkkkkkk
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 279
Caracterización Física de los Yacimientos
Seudo Curvas de Permeabilidad Relativa
• Curvas falsas de permeabilidad relativa para tomar en cuenta fenómenos macroscópicos:
• Conificación.• Adedamiento.• Estratigrafía.• Canalización por zonas de alta k
• Se obtienen a partir de.
• Curvas experimentales.• Correlaciones
• El procedimiento de obtener puede ser:• Tanteo.• Métodos matemáticos.
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 280
Caracterización Física de los Yacimientos
Seudocurvas zonales de KrSeudocurvas zonales de Kr
1.0
0.8
0.6
0.4
0.2
0
1.0
0.8
0.6
0.4
0.2
00.2 0.4 0.6 0.8 1.0
Krg Kro
S
Región 1Región 2
Kr
Sw
Kr
Buzamientoabajo
Sw
Buzamientoarriba
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 281
Caracterización Física de los Yacimientos
Tipos de Seudo Curvas• Zonales:
– Se divide el yacimiento en varias zonas de acuerdo con el modelo geológico.
– Reflejan el tipo de distribución de fluidos.
a) difusa: cuando ambas fases (petróleo - agua o petróleo - gas) fluyen simultáneamente a través de una zona o celda (Buckley - Leverett)
b) segregada: los fluidos están separados por una interfase (Dietz)
c) parcial: el fluido desplazante se canaliza a través del desplazado, quedando la celda parcialmente barrida.
d) reflejan conificación: la curva kwr aparece levantada en comparación con las curvas normales.
e) refleja estratificación: cuando se quiere reducir un modelo 3D, a uno equivalente 2D o reducir el número de estratos en el modelo.
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 282
Caracterización Física de los Yacimientos
Kr
M ixed Segregated Partial
Pc Pc Pc
Sw
Sw
Sw
Sw
Sw
Sw
Kr Kr
a) DIFUSA b) SEGREGADA c) PARCIAL
Seudocurvas que reflejanla distribución de los fluidos
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 283
Caracterización Física de los Yacimientos
Original Woc
Shifted KfKr
Sw
Seudocurvas que reflejan conificaciones
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 284
Caracterización Física de los Yacimientos
Avance preferencial
del aguaen un
yacimientoestratificado
PE
TR
ÓL E
O
l
i
N
a) Antes de ocurrir la ruptura en el estrato l
PE
TR
ÓL E
OP
ET
RÓ
L EO
AG
UA
l
i
N
b) Ruptura en el estrato l
l
K
i
N
c) Ruptura en el estrato K
l
N
d) Ruptura en el estrato N
AG
UA
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Copyright CIED - Código Curso 325006I - 285
Caracterización Física de los Yacimientos
Compresibilidad
CAPÍTULO 7
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 286
Caracterización Física de los Yacimientos
Compresibilidad Efectiva de la Formación
• Compresibilidad: Cambio de volumen por unidad de volumen inicial causado por variación de presión (A T constante).
• En una roca con fluido a presión p y presión de sobrecarga ps, la matriz está a:
pm = ps - p
Al bajar p se produce:
- Compactación (reducción del volumen de la roca).
- Aumento del volumen de los granos.
- Reducción del volumen poroso, porosidad y
permeabilidad.
TP
V
VC
1
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 287
Caracterización Física de los Yacimientos
Compresibilidad Efectiva de la Formación (cont)
)(
)(
11
21112
21112
PPC
óPPVCVV
pVCV
V
V
V
VC
f
PfPP
pfp
Tp
p
pT
pm
p
pf
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 288
Caracterización Física de los Yacimientos
Curva de porosidad / esfuerzo de una roca mostrando las regiones: Elástica, de Colapso de Poros y Compactada
ESFUERZO
REGIONELASTICA
CARGADESCARGA
REGION DECOLAPSO DE
POROS
REGIONCOMPACTADA
PO
RO
SI D
AD
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 289
Caracterización Física de los Yacimientos
Deformaciones Elásticas e Inelásticas• Al declinar p, pm aumenta y cambia . En este cambio hay 3 regiones.• Elástica: - Pequeña reducción al aumentar pm.
- Al eliminar el aumento de pm , la porosidad
regresa a su valor inicial.• Colapso de poros:
- A tensiones elevadas poros y granos colapsan
- Reducción drástica de porosidad.
- roca se comporta inelásticamente
- Eliminar el esfuerzo no hace regresar a su valor
inicial (Histéresis).
• Compactada: - A tensiones muy elevadas - colapso total. - Reacomodo de granos.
- Porosidad baja que permanece constante.
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 290
Caracterización Física de los Yacimientos
Reducción de Porosidad durante agotamiento de presión de una Yacimiento de Calcita (Ref. 2)
PRESIÓN DEL YACIMIENTO, lpc
55 55
50 50
45 45
40 40
35 35
30 30
256500 5500 4500 3500 2500 1500 500
25
PO
RO
SID
AD
PRESIÓN DEL YACIMIENTO, lpc
120 120
100 100
80 80
60
Cf
x 1
0, l
pc
6-1
60
40 40
20 20
0 0
PO
RO
SID
AD
6500 5500 4500 3500 2500 1500 500
AABCDEFGH
50.047.545.042.540.037.535.030.0
H
BCDEF-G
Variación de Cf durante el agotamiento de presión de un Yacimiento de Calcita (Ref. 2)
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 291
Caracterización Física de los Yacimientos
Determinación de Cf
• En laboratorios por medio de celda triaxial.
• Correlaciones:
• Hall: arena compactadas y calizas.
• Newman: arenas consolidadas, calizas, arenas semiconsolidadas, arenas no consolidadas.
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 292
Caracterización Física de los Yacimientos
PO R O SIDAD, (% )
PO R O SIDAD, (% )
10
9
8
7
6
5
4
3
2
2 4 6 8 10 12 14 16 18 20
100
10
1.050 10 15 20 25 30
22 24 26
ARENA NOCONSOLIDADA
ARENACONSOLIDADA
CALIZA
ARENA SEMI-CONSOLIDADA
0
1
0
Cf x
10
, lpc
6
-1
Cf x
10
, lpc
6
-1
CALIZAARENISCA
SA
N A
ND
RE
S
TE
NS
LE
ER
RE
EF
(P
EN
N)
CA
NY
ON
RE
EF
CL
EA
RF
OR
K PA
LO
PIN
TO
BA
ND
ER
A
TO
RP
ED
O (
1”
DIA
)W
OO
DB
INE
TO
RP
ED
O (
2”
DIA
)
CL
EA
RF
OR
K(1
” D
IA)
CL
EA
RF
OR
K(2
” D
IA)
Cf vs. O Correlación de Hall (Ref. 8)
Cf vs. Correlación de Newman (Ref. 8)
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 293
Caracterización Física de los Yacimientos
Efecto de la profundidad de enterramiento sobre la porosidad (Ref. 6)
PR O FU N DID AD, p ies
PR ESIÓ N DE SO BR ECAR G A
PO
RO
SID
AD
, (%
)
1.000
50
40
30
20
10
02.000 3.000
3.000
100
80
60
40
20
06.000 9.000 12.000 15.000
4.000 5.000 6.000
14
25
3
1 3 - 86 m d
2 40 - 8 m d
3 45 - 0 m d
4 4 - 35 m d
5 6 - 32 m d
K a
PR
ES
IÓN
DE
SO
BR
EC
AR
GA
K a
CE
RO
PR
ES
IÓN
DE
SO
BR
EC
AR
GA
LUTITA
AREN ISCA
Efecto de la presión de sobrecarga sobre la permeabilidad (Ref. 6)
Copyright CIED - Código Curso 325006I - 294
Caracterización Física de los Yacimientos
Histeresis de los cambios de porosidad con la presión neta de sobrecarga (Ref. 4)
PR ESIÓ N N ETASO BR E-C AR G A (PN S) Lpc
ARENA NO CONSOLIDADAK = 750 m d a 3500 Lpc PN S
PE
RM
EA
BIL
IDA
D(%
DE
LA
K I
NIC
IAL
A 6
5 Lp
c P
NS
)1000
100
90
80
70
60
50
0 2000 3000 4000
PR ESIÓ N N ETA SO BR E-C AR G A (PN S) Lpc
ARENA NO CONSOLIDADA
O = 0.33 a 3500 Lpc PN S
PO
RO
SID
AD
(% D
E L
A O
IN
ICIA
L A
65
Lpc
PN
S)
1000
3
9
7
6
24
5
8
1100
95
90
85
800 2000 3000 4000
Histeresis de los cambios de permeabilidad con la presión neta de sobrecarga (Ref. 4)
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