clase 4 - muestreo y validación de los ensayos pvt
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MUESTREO Y VALIDACIÓN DE PRUEBAS DE GAS
CONDENSADO Y PETRÓLEO VOLÁTIL
Abril 2011
Ingeniería de Reservorios Aplicada
Tipos de Separación Gas - Condensado
1.Separación DiferencialCVD: Constant Volume DepletionVolumen ConstanteComposición Variable
2.Separación Instantánea (Flash)CCE: Constant Composition ExpansionComposición ConstanteVolumen Variable
Ingeniería de Reservorios Aplicada
Prueba CVDP1 = PROC P2 < PROC P2
Gas Condensado
Condensado Retrógrado
Prueba CCEP1 > PROC P2 = PROC
Gas Condensado
P3 < P2
Condensado Retrógrado
Ingeniería de Reservorios Aplicada
Separación de Gas – Condensado en el Yacimiento y Superficie
Yacimiento
Instantánea
Diferencial
En zonas alejadas de lospozos donde los fluidos semueven a muy baja velocidad
En zonas cercanas de lospozos donde los fluidos semueven a muy alta velocidad
Pozos, Tuberías y Separadores
Instantánea Las fases de gas y líquido semantienen en agitación ycontacto sin cambioapreciable en la composicióntotal del sistema
Ingeniería de Reservorios Aplicada
¿ Cuándo se deben tomar las Muestras?
“En los primeros días de producción antes que la presión caiga por debajo de la presión de rocío y ocurra condensación retrógrada en el yacimiento”
Si la muestra se toma a Pyac < Proc puede ocurrir:
A) Si el condensado es inmóvil:
Proc = Pyac
B) Si hay flujo de condensado
Proc > Pyac
Ingeniería de Reservorios Aplicada
Escogencia del Pozo de Prueba
Recomendaciones
• Alto Índice de Productividad
• Nuevo y poco líquido en el fondo
• No debe producir agua
• Alejado del Contacto Gas-Petróleo o Gas-Agua
Ingeniería de Reservorios Aplicada
Condensación Retrógrada en el Yacimiento
DISTRIBUCIÓN DE PRESIÓN EN YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO BAJO DIFERENTES TASAS
DE PRODUCCIÓN
DISTRIBUCIÓN DE PRESIÓN ALREDEDOR DE POZOS CON DAÑO (Pwf1) Y SIN DAÑO
(Pwf2)
Ingeniería de Reservorios Aplicada
Acondicionamiento de los Pozos
• Producir a tasas altas (4 – 5 MMPCD) hastaalcanzar una RGC estable
• Reducir la tasa a la mitad y esperar a que la RGCse estabilice
• Seguir reduciendo la tasa hasta alcanzar la mínimatasa estable (Aprox. 1 MMPCD)
• Si es difícil estabilizar el pozo tomar la muestra auna tasa estable
Ingeniería de Reservorios Aplicada
Tipos de Muestreo
• Muestras Recombinadas(El más recomendado en la práctica)
• Muestras de Cabezal(Si está produciendo un fluido monofásico)
• Muestras de Fondo(No se recomienda)
Ingeniería de Reservorios Aplicada
Recomendaciones de la TOTAL para el Muestreo Recombinado
• Las muestras de gas y condensado deben sertomadas simultáneamente
• El separador debe estar operando a condicionesestabilizadas
• Determinar en forma precisa P, T, qc, qg, RGC• Para el muestreo de gas usar cilindro evacuado• Para el muestreo del líquido usar la técnica de
desplazamiento de Hg• Las muestras deben ser tomadas en el separador
de alta presión y no en el tanque
Ingeniería de Reservorios Aplicada
Toma de muestra de Gas en el Separador
Toma de muestra de Líquido en el Separador
Ingeniería de Reservorios Aplicada
Muestreo de Separador
• Ventajas:Válida para casi todos los tipos de fluidos
Recomendado para yacimientos de Gas Condensado
Menos costoso y riesgoso que el de fondo
Permite tomar muestras de gran volumen
Las muestras son de fácil manejo en el laboratorio
Ingeniería de Reservorios Aplicada
Muestreo de Separador (cont)
• Desventajas: Los resultados dependen de la exactitud de la
medición de las tasas de flujo
Pequeños errores en las tasas de flujo yrecombinación en el laboratorio generanmuestras no representativas
Resultados erróneos cuando se tiene separaciónde gas-líquido deficiente
Ingeniería de Reservorios Aplicada
Muestreo de Fondo
• Ventajas:No requiere de medición de tasas de flujo
No es afectado por problemas de separación delgas y líquido en el separador
Excelente para gases condensado subsaturados,siempre y cuando la muestra no se contamine en elfondo del pozo
Ingeniería de Reservorios Aplicada
Muestreo de Fondo (cont)
• Desventajas:No toma muestras representativas cuando Pwf < Proc
No se recomienda cuando el pozo tiene una columnade líquido en el fondo del pozo
Volumen de muestra pequeño
Puede ocurrir fugas durante las sacadas delmuestreador a superficie
Posible pescado por roturas de guaya
Ingeniería de Reservorios Aplicada
Prueba PVT de Gas Condensado
EquipoCelda de alta presión con ventana de vidrio depistón deslizante que permite ver la interfacegas-líquido
Procedimiento
Determinación de la composición de lasfases
Recombinación de las muestras de gas ylíquido
Prueba CCE para determinar la Proc
Prueba CVD Prueba de Separador
Ingeniería de Reservorios Aplicada
Celda PVT con ventana de vidrio
A: MANÓMETRO JERGUSON
B: VENTANA DE VIDRIO
C: BOMBA DE Hg
D: MANÓMETRO BOURDON
E-F: EJE
G: BAÑO DE AIRE
G S: GAS SEPARADO
H,I,J: VÁLVULAS
K: LINEA DE CARGA
L: LIQUIDO
M: MERCURIO
Ingeniería de Reservorios Aplicada
Información obtenible de las Pruebas PVT
• Composición de fluidos
• Presión de Rocío Retrógrada• Comportamiento del Yacimiento bajo agotamiento
isovolumétrico e isotérmico Composición de gas producido y del líquido
retrógrado
Volumen de condensado retrógrado Factores de compresibilidad
Factores volumétricos• Presión óptima de separación
Ingeniería de Reservorios Aplicada
Variación del volumen de condensado retrógado con presión a 274°F. Gas
condensado de la Arena LL-4, Campo La Ceibita
Variación de la composición del gas retirado (producido) con Presión
Ingeniería de Reservorios Aplicada
Proceso simulado por las Pruebas PVT de Gas Condensado
Las Pruebas PVT de Gas Condensado simulan un proceso de depleción isotérmico
de un yacimiento volumétrico de Gas Condensado, del cual se produce
únicamente la fase gaseosa y el líquido retrógrado queda retenido en el yacimiento
Ingeniería de Reservorios Aplicada
Aplicaciones
• Estudio de Balance de Materiales Composicional
• Optimización de separadores
• Diseño de proyectos de ciclaje de gas
• Presión óptima de mantenimiento
• Cálculo de Constantes de Equilibrio
Ingeniería de Reservorios Aplicada
Limitaciones
• No simulan producción de condensado retrógrado
• Dificultad en tomar muestras representativas
• Errores experimentales
• Tamaño de celdas
Ingeniería de Reservorios Aplicada
Validación de una Prueba PVT de Gas Condensado
Representatividad
Tyac=TLab
RGCinc = RGCLab
La prueba de separación instantáneadebe mostrar Punto de Rocío, si muestraPunto de Burbujeo, el yacimiento es depetróleo volátil o la muestra estabacontaminada con líquido
Pozo estabilizado
Psep y Tsep constantes durante la toma delas muestras
Pyax≥ Proc
Ingeniería de Reservorios Aplicada
Validación de una Prueba PVT de Gas Condensado (cont)
ConsistenciaRecombinación Matemática
Balance Molar
Criterio de Hoffman –Separador y Prueba CVD
Ingeniería de Reservorios Aplicada
Recombinación Matemática
Zi
Yi
Xi
DPCNqg =
DBNql =
Separador Tanque
( ) ( )
( ) ( )
∑=
∗ρ=η
∗=η
η+η
η+η=
iil
lblbmol
lBl
lbll
PCNLbmol
BlPCN
g
lg
iligi
XMMM
RGC
XYZ
sep
sep
1379.4
1
Se debe cumplir:
05.0
02.0
exp
exp
exp
exp
7
77
1
11
<−
<−
+
++
C
calCC
C
calCC
Z
ZZ
ZZZ
( )
( ) ( ) ( )BNBlBN
PCNBlPCN
l
gBN
PCN
sepsep BlRGCRGC
RGC
1∗=
=
Ingeniería de Reservorios Aplicada
Recombinación Matemática (cont)
( ) ( )
( ) ( )
( ) ( )( )( )( )
Ft
60100622.0101.8
4.1520133.060615.5
100010263299.001.0
10181.16167.0615.5
0764.06
45.2
0603.0
0425.0
1000
°⇒⇒
−∆+×−×
−∆++−=∆
×+
−×+=∆
∆−∆+=
−−
−
−
−
LpcaP
tt
P
Plcn
Plcnt
PP
tpBNLb
lBlLb
l
lcn
lcn
sep
ρρ
ρρρ
ρ
ρρρρ
ρ
ρ
Ingeniería de Reservorios Aplicada
Balance de Masa
P = PROC
Vs
Ty yGC
Sroct TRZ
VPN∗∗
∗=
Proc = Presión de Rocío, Lpca
Nt = Lbmol de Gas Condensado a P=Proc
Vs = Volumen inicial de la celda, pie3
Ty = Temperatura del Yacimiento, °R (igual a la de la prueba)
R = 10.73RLbmol
PieLpca°∗
∗ 3
Ingeniería de Reservorios Aplicada
Balance de Masa (cont)
∆V1 = Volumen de Gas Condensado retirado de la celda, pie3
∆NgC1= Lbmol de Gas Condensado retirado de la celda VgC1 = Volumen ocupado por el Gas Condensado en la celda, pie3
NgC1 = Lbmol de Gas Condensado en la celda Vl1 = Volumen Condensado Retrógrado, pie3
Nl1 = Lbmol de Gas Retrógrado
P=P1 (< PROC)
Nl1
NgC1
Vgc1
11 , gcNV ∆∆( )
( )
111
11
1
1
1
1
1
1
1
1
11
100%
,
gCgCtl
lSgC
ygC
gCgC
tgCgC
ygCgC
NNNN
VVV
RTZVP
N
NNN
RTZVPN
∆−−=
−=
=
∗∆=∆
∆=∆
Ingeniería de Reservorios Aplicada
Balance de Masa (cont)
P=Pk (< PROC)
Nlk
NgCk
Vgck
gckk NV ∆∆ , ( )
( )
k
k
k
k
lSgCk
ygCk
gCkkgCk
tgCgCk
ygC
kkgC
VVV
RTZVP
N
NNN
RTZVPN
−=
=
∗∆=∆
∆=∆
100%
,
∑=
∆−−=k
igCgCtl ikk
NNNN1
∑=
∆k
igC i
N1
= Masa de Gas total retirada de la celda, lbmol(desde Proc hasta Pk)
Ingeniería de Reservorios Aplicada
Balance de Masa (cont)
La Prueba CVD es consistente si: Xi,k > 0
Ngc, k-1
Yi, k-1
K-1
Nl, k-1
Xi, k-1
K
Nl, k
Xi, k
Ngc, k
Yi, k
∆Ngc, k
( )( )
kl
kikgckgckiklkikgcki
kiklkikgckgckiklkikgc
NYNNXNYN
X
XNYNNXNYN
,
,,,1,1,1,1,,
,,,,,1,1,1,1,
+∆−+=
++∆=+
−−−−
−−−−
Ingeniería de Reservorios Aplicada
Balance de Masa en Reversa
Vgc2
P2 T
Xi, 2
Yi, 2
∆V2 ∆Ngc2
Vl2
Vgc1
P1 T
Vl1 Xi, 1
Yi, 1
( )( )
( ) ( )
( )22112
2
22222
1
111
1
111
2
2,221,11,12,
2,2,2,221,11,1
, ,
gcgclgcl
gc
gcgcgcgc
l
lll
gc
gcgc
l
igcgciligci
iligcgciligc
NNNNN
RTZPVV
NNM
VNRTZ
VPN
NYNNXNYN
X
XNYNNXNYN
∆+−+=
∆+=∆+
ρ==
+∆−+=
++∆=+
M
l1
l1
==ρ Densidad del Condensado Retrógrado a P1 y T
Peso Molecular del Condensado Retrógrado en la Celda a P1
Ingeniería de Reservorios Aplicada
Se inicia con la muestra presurizada a la presión de burbuja, la cualse debió obtener previamente de la prueba CCE.
Se expande la muestra hasta la presión P1 (<Pb), se espera queocurra el equilibrio y luego se retira gas de la celda a presiónconstante hasta alcanzar el volumen original.
Este procedimiento se repite hasta alcanzar bajas presiones (~700lpca)
CVD PETROLEO VOLATIL
P1 P1Pb P2 P2 Gas
Petróleo Volátil
Ingeniería de Reservorios Aplicada
CHEQUEO DE CONSISTENCIAPRUEBA CVD PETRÓLEO VOLÁTIL
Nt = masa de petróleo volátil inicial, lbmolVs = volumen de muestra, pie3
ρl = densidad del petróleo volátil @ Pb, lb/pie3
Ml = peso molecular del petróleo volátil @ Pb, lb/lbmol
l
lst M
VN
ρ=
Pb
o,i
t
XN
Ingeniería de Reservorios Aplicada
CHEQUEO DE CONSISTENCIAPRUEBA CVD PETRÓLEO VOLÁTIL
Vl1 y Vg1 = volúmenes ocupados por las fases líquida y gaseosa, pie3
Nl1 y Ng1 = masas de las fases líquidas y gaseosas, lbmolΔNg1 = masa de gas retirada de la celda, lbmolZg1 = factor de compresibilidad (desviación) del gas @ P1 y TXi,1 y Yi,1 = fracciones molares del componente i en las fases líquida
y gaseosaKi,1 = constante de equilibrio del componente i @ P1 y T
1g1gt1l
1g
1g11g
1ls1g
NNNN
RTZVP
N
VVV
∆−−=
=
−= ( )( )
1,i
1,i1,i
1l
1,i1g1g0,it1,i
1,i1l1,i1g1g0,it
XY
K
NYNNXN
X
XNYNNXN
=
∆+−=
+∆+=P1
1,i1g Y,N∆
1g
1,i1g
V
Y,N
1l
1,i1l
V
X,N
Ingeniería de Reservorios Aplicada
CHEQUEO DE CONSISTENCIAPRUEBA CVD PETRÓLEO VOLÁTIL
( )( )
k,i
k,ik,i
lk
k,igg1k,il1k,igk,i
k,ilk,igg1k,il1k,ig
XY
K
NYNNXNYN
X
XNYNNXNYN
kk1k1k
kkk1k1k
=
∆+−+=
+∆+=+
−−
−−
−−
−−
Pk-1 Pk gkN∆
1gk
1k,i1gk
V
Y,N
−
−−
1lk
1k,i1lk
V
X,N
−
−−
gk
k,igk
V
Y,N
lk
k,ilk
V
X,N
Ingeniería de Reservorios Aplicada
EVALUACIÓN DE LA CONSISTENCIA DE LOS ENSAYOS PVT
Procío (psia) 3238 Vcelda (ft) = 1R = 10.73 nt (lb-mol) = 0.592T = 634 Zgc = 0.804
Presion Z1f %ΔNgc ΔNgc ΔNgc (Acum) VL (%) Ngc Ngc+ΔNgc NL3238 0.804 0 0 0 0 0.5920 0.592 02819 0.795 11.64 0.0689 0.0689 0.67 0.5177 0.587 0.00542317 0.793 26.55 0.0883 0.1572 1.52 0.4230 0.511 0.01192022 0.797 35.88 0.0552 0.2124 2.01 0.3654 0.421 0.01421759 0.802 44.29 0.0498 0.2622 2.32 0.3149 0.365 0.01491409 0.816 55.56 0.0667 0.3289 2.4 0.2477 0.314 0.01541165 0.827 63.3 0.0458 0.3747 2.36 0.2022 0.248 0.0151933 0.843 70.74 0.0440 0.4188 2.31 0.1589 0.203 0.0143791 0.856 75.32 0.0271 0.4459 2.21 0.1328 0.160 0.0133639 0.872 80.19 0.0288 0.4747 2.12 0.1054 0.134 0.0118516 0.888 83.99 0.0225 0.4972 2.02 0.0837 0.106 0.0111
Leyenda:nt = N° total de molesZgc = Z a la Procío y TrZ1f = Z de la Fase Gaseosa%ΔNgc = % Acumulado de N° de moles de gas condensado retirado de la celdaΔNgc = N° de moles de gas condensado retirado de la celdaΔNgc (Acum) = N° de moles acumuladas de gas condensado retiradas de la celdaVL (%) = líquido condensado en % del volumen total de la celdaNL N° de moles de líquido condensado en la celdaNgc = N° de moles de gas que quedan en la celda
NL > 0 para todas las presiones; el Balance Molar es consistente
Depletación a Volumen Constante de una Muestra de FluidoBalance Molar @ 174°F - Fm. NIA
Ingeniería de Reservorios Aplicada
Criterio de Hoffman
Para una presión dada los puntos correspondientes adiferentes componentes deben alinearse.
Dispersión de puntos y cruce de líneas muestrainconsistencia en la prueba debido a que no se permitió eltiempo necesario para lograr equilibrio termodinámico
cibi
cii
biii
T1
T1
14.7 LogP Logb
T1
T1b vs PK Log
−
−=
−∗
Ingeniería de Reservorios Aplicada
0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
-2,5 -2 -1,5 -1 -0,5 0 0,5 1 1,5 2 2,5 3
F bi
Log
P Ki
Gráfico de Hoffmann. Separador del Pozo SVC-8 sc
Ingeniería de Reservorios Aplicada
Revisión de consistencia en base al criterio de Hoffmann aplicado a los datos PVT del Pozo Aguazay 3-10-A3
Revisión de ConsistenciaPozo Aguazay 3-10-A
Ingeniería de Reservorios Aplicada
Comparación con datos de Campo
Si la RGC permanece constante durante los primeros meses deproducción, el yacimiento es Subsaturado y se debe cumplir
Pyac> Proc
Si la RGC aumenta progresivamente desde el inicio deproducción, el yacimiento es Saturado y se debe cumplir
Pyac = Proc
Si la prueba de laboratorio arroja una Proc mayor que la delyacimiento, la muestra está contaminada con líquido y no esrepresentativa
Si la muestra es representativa y la prueba PVT muestra Pb envez de Proc es porque el yacimiento es de Petróleo Volátil y no deGas Condensado