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UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIALFacultad de Ciencias de la IngenieríaIngeniería de Petróleos - Petrofísica
Investigación Formativa de Petrofísica
UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
TRABAJO DE INVESTIGACIÓN FORMATIVA Nº 01
“Informe de Investigación Formativa, previo a la acreditación de la asignatura Petrofísica,en la carrera Ingeniería de Petróleos”
Elaborado por:
AGUILAR UNUZUNGO ANGEL FERNANDO
BALSECA SAETEROS JANSEN FRANCISCO
CERVANTES VILLEGAS CHRISTIAN EDUARDO
GODOY CAMPO EVER ALBERTO
TUTILLO CANGUI FREDDY PAÚL
Curso:
INGENIERÍA DE PETRÓLEOS, 4TD
ANÁLISIS PVT(PRESIÓN, VOLUMEN Y TEMPERATURA)
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DEDICATORIA
A Dios quien nos dio la vida, fe, la fortaleza, la salud, la esperanza durante esta etapa de
nuestra vida y sobre todo sabiduría para culminar un nuevo periodo.
A nuestros padres quienes estuvieron apoyándonos y guiándonos en cada momento y
nos enseñaron desde pequeños a luchar para alcanzar nuestras metas. Mi triunfo es el de
ustedes, ¡LOS AMO!
A nuestra familia que constantemente nos dieron ánimo para no dejarnos vencer por las
dificultades que se presentaron en la etapa estudiantil y nos apoyaron en las buenas y las
malas.
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AGRADECIMIENTO
Agradecemos a Dios porque fue quien nos regaló la vida, nos impulsa a que seamos
fuertes y valientes, y con su infinito amor, nos dio la capacidad para poder culminar
con éxito esta tarea de investigación formativa.
A nuestros padres que con paciencia y sabiduría supieron ayudarnos y apoyarnos en el
proceso de culminar este investigación, gracias por habernos escogido esta Universidad,
por continuar brindándonos su amor y apoyo, por permitirnos llegar a cada meta que
nos tracemos y otorgarnos las oportunidades para ser alguien en la vida.
A nuestro asesor Ing. Cesar Ruiz, MSc. quien con sus sabios conocimientos y
entendimiento, nos ayudó en la culminación de ésta proyecto para demostrar nuestros
conocimientos adquiridos durante este semestre de estudio, fruto del gran esfuerzo que
hicieron nuestros abnegados profesores.
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ÍNDICE DE CONTENIDOS
NOMBRE DE LA INVESTIGACIÓN: .................................................................................................6
ANTECEDENTES: ...........................................................................................................................6
OBJETIVOS: ...................................................................................................................................6
Objetivo General ......................................................................................................................6
Objetivos Específicos ................................................................................................................6
UBICACIÓN GENERAL: ..................................................................................................................7
UBICACIÓN DE POZOS: .................................................................................................................8
MARCO CONCEPTUAL: .................................................................................................................9
¿QUE ES UNA PRUEBA PVT? .........................................................................................................9
IMPORTANCIA DE REALIZAR UN PRUEBA PVT ..............................................................................9
TÉCNICAS QUE PERMITEN A NIVEL DE LABORATORIO OBTENER LOS PARÁMETROS PVT ...........9
ANALISIS PVT ..............................................................................................................................10
PARA QUE SE UTILIZAN ..............................................................................................................10ANÁLISIS EXPERIMENTAL ...........................................................................................................13
EJEMPLOS DE CURVAS PVT ........................................................................................................14
TIPOS DE MUESTREO..................................................................................................................15
MUESTREO DE FONDO ...............................................................................................................15
MUESTREO DE SUPERFICIE .........................................................................................................15
VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE LOS DIFERENTES TIPOS DE MUESTREO: .....................................17
VENTAJAS: ..................................................................................................................................17
DESVENTAJAS: ............................................................................................................................18
PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DE YACIMIENTO .......................................................................19
SOLUBILIDAD DEL PETROLEO Y EL GAS ......................................................................................20
VISCOSIDAD DEL PETROLEO Y DEL GAS ......................................................................................22
DENSIDAD DEL GAS ....................................................................................................................25
CORRELACIONES PARA DETERMINAR LAS PROPIEDADES PVT DE LOS FLUIDOS DEL
YACIMIENTO:..............................................................................................................................26
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AGUAS DE FORMACIÓN .............................................................................................................26
USOS DE LAS AGUAS DE FORMACIÓN ........................................................................................27
DENSIDAD O GRAVEDAD ESPECÍFICA .........................................................................................29
FACTOR VOLUMETRICO DEL AGUA ............................................................................................29
CAMPO GUANTA - DURENO: ......................................................................................................31
RESERVORIO T INFERIOR ............................................................................................................32
RESERVORIO HOLLÍN SUPERIOR .................................................................................................33
CAMPO GUANTA-DURENO .........................................................................................................34
RESERVORIO U SUPERIOR .........................................................................................................35RESERVORIO U INFERIOR ...........................................................................................................36
RESERVORIO T SUPERIOR ...........................................................................................................37
RESERVORIO T INFERIOR ............................................................................................................38
RESERVORIO HOLLIN SUPERIOR .................................................................................................39
CAMPO PARAHUACU .................................................................................................................40
RESERVORIO T INFERIOR ............................................................................................................41
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NOMBRE DE LA INVESTIGACIÓN:
Análisis PVT - Presión, Volumen y Temperatura en los Pozos: Guanta-12, Guanta-15, Lago
Agrio-36 en las Zonas “U” Superior, Hollín Inferior, Basal Tena.
ANTECEDENTES:
Los estudios PVT se llevan a cabo con el propósito de analizar los yacimientos, y partiendo de
los resultados de estos estudios, determinar los diversos parámetros y metodologías que se
desarrollarán para poner a producir el yacimiento. También los análisis PVT son requisito
indispensable para contar con las propiedades de los fluidos.
El muestreo se realiza al principio de la vida productiva del yacimiento, estos estudios son
absolutamente necesarios para llevar a cabo actividades de ingeniería de yacimientos, análisis
nodales y diseño de instalaciones de producción.
OBJETIVOS:
Objetivo General
Conocer acerca de las pruebas de presión, volumen, temperatura y la función de las propiedades
físicas de los fluidos en un yacimiento
Objetivos Específicos
Son pruebas realizadas en laboratorio a diferentes condiciones de Presión Volumen y
Temperatura
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UBICACIÓN DE POZOS:
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MARCO CONCEPTUAL:
¿QUE ES UNA PRUEBA PVT?
Es una prueba de presión, volumen y temperatura y su función es determinas las propiedades
físicas de los fluidos en un yacimiento
IMPORTANCIA DE REALIZAR UN PRUEBA PVT
Es importante realizar porque se determina las propiedades de los fluidos en un yacimiento ya
que con esta prueba obtenemos: presión, volumen y temperatura debido a que esta dicha
muestra es original del yacimiento.
TÉCNICAS QUE PERMITEN A NIVEL DE LABORATORIO OBTENER LOS
PARÁMETROS PVT
Cuando se analizan pruebas PVT existe un porcentaje de esas pruebas que resultan no ser útiles
debido a que pudiera haber contaminación de los recipientes donde se toman las muestras, mala
toma de la muestra o inestabilidad de la producción a nivel de toma de muestreo, entre otros
problemas. Es por ello que en el análisis PVT debemos considerar sumamente importante los
datos que se están registrando de modo que éstos sean bastante representativos y de esta manera
nos den la seguridad de un desarrollo óptimo de campo petrolífero o gasífero. Para tener la
certeza de que el muestreo es representativo, se hace una validación exhaustiva tomando en
cuenta todos los parámetros del yacimiento medidos durante la toma de muestras como son:
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Presión estática del yacimiento
Presión fluyendo
Presión y temperatura a la cabeza del pozo
Presión y temperatura del separador
Gastos de líquido y gas en el separador, así como el líquido en el tanque
Factor de encogimiento del aceite
ANALISIS PVT
La producción de petróleo y gas natural constituye sin duda el motor de la economía mundial.
La creciente actividad de la industria petrolera nos obliga a contar con datos de fluidos
representativos para evitar criterios erróneos en la caracterización de los fluidos que pudieran
afectar el desarrollo de los campos e incluso la creación de plantas.
PARA QUE SE UTILIZAN
Los estudios PVT se llevan a cabo con el propósito de analizar los yacimientos, y partiendo de
los resultados de estos estudios, determinar los diversos parámetros y metodologías que se
desarrollarán para poner a producir el yacimiento. El muestreo de fluidos se realiza al principio
de la vida productiva del yacimiento. Existen dos formas de recolectar las muestras de fluidos:
Muestreo de fondo.
Muestreo por recombinación superficial.
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Los análisis PVT son absolutamente necesarios para llevar a cabo el diseño de instalaciones de
producción, análisis nodales, diversas actividades de la ingeniería de yacimientos; permiten
obtener cálculos como el POES del yacimiento, predecir su vida productiva; definir los
esquemas óptimos de producción, evaluar métodos de recuperación mejorada y demás
propiedades que predicen el comportamiento de los pozos a medida que son explotados. La
nuevas herramientas y equipos disponibles de manejo automatizado y computarizado, hacen
más factibles la realización de los estudios.
Una vez que se determina el estado del fluido presente en el yacimiento a través de los estudios
experimentales para fluidos de yacimiento (PVT), se procede a recopilar y estudiar toda la
información acerca del comportamiento de los mismos en función de las variaciones de la
presión, temperatura y volumen. Esto pasa a ser de vital importancia para la vida productiva del
yacimiento ya que si podemos predecir cómo será el comportamiento del fluido se busca la
manera de mantener la energía del pozo obteniendo así una mayor producción. Se puede evitar
producir de una manera ineficiente, alargando la vida del yacimiento manteniendo las presiones.
Cuando se analizan pruebas PVT existe un porcentaje de esas pruebas que resultan no ser útiles
debido a que pudiera haber contaminación de los recipientes donde se toman las muestras, mala
toma de la muestra o inestabilidad de la producción a nivel de toma de muestreo, entre otros
problemas. Es por ello que en el análisis PVT debemos considerar sumamente importante los
datos que se están registrando de modo que éstos sean bastante representativos y de esta manera
nos den la seguridad de un desarrollo óptimo del campo petrolífero o gasífero. Para tener la
certeza de que el muestreo es representativo, se hace una validación exhaustiva tomando en
cuenta todos los parámetros del yacimiento medidos durante la toma de muestras como son:
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Presión estática del yacimiento
Presión fluyendo
Presión y temperatura a la cabeza del pozo
Presión y temperatura del separador
Gastos de líquido y gas en el separador, así como el líquido en el tanque
Factor de encogimiento del aceite
En el laboratorio: Para realizar los estudios PVT en el laboratorio como ya mencionamos antes
es necesario tener una muestra representativa del fluido que se encuentra en el yacimiento, por
lo tanto se tiene que obtener la muestra al inicio de la producción de manera que esté a
condiciones de temperatura y presión inicial del yacimiento. De no ser así, la muestra dejaría de
ser una porción representativa del mismo, por lo que se alterarían las propiedades del fluido y
por consiguiente no se obtendrían resultados valederos del comportamiento de fases del fluido
en el yacimiento. El análisis de laboratorio consiste de:
Expansión instantánea de la muestra de fluido para determinar la presión de burbujeo.
Expansión diferencial de la muestra de fluido para determinar Bo y Rs. Expansión
instantánea de la muestra de fluido a través de varios separadores para obtener los
parámetros que permiten ajustar los datos PVT de laboratorio para cotejar las
condiciones del separador de campo.
Por consiguiente se debe:
Verificar la validez de las muestras
Hacer una comparación de los datos de campo con los datos de laboratorio
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Comparar las muestras tomadas en superficie mediante recombinado de las muestras de
fondo
Realizar estudios pertinentes al fluido mediante los siguientes experimentos:
a) Agotamiento a volumen constante
b) Agotamiento diferencial (sólo realizado en aceites)
c) Agotamiento a composición constante
d) Estudio de separadores en etapas
e) Determinación de propiedades físicas como viscosidad, densidad, entre otras.
ANÁLISIS EXPERIMENTAL
La técnica de separación de agotamiento a volumen constante se realiza para la caracterización
de los fluidos que muestran intercambio másico entre los diferentes componentes. Esta técnica
es de gran utilidad para estudiar los yacimientos de aceite volátil, de gas y condensados.
Existen básicamente dos métodos (Bashbush, 1981), (Hoffman, 1960), para realizar la
validación de un análisis PVT. El primero consiste en checar las constantes de equilibrio o
valores K, esto se hace al graficar en papel semilogarítmico las constantes K contra la presión y
observar que no existan posibles cruces entre las diferentes curvas de los componentes, además
deben de mostrar una tendencia suave.
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El segundo es basado en la gráfica de Hoffman-Crump que relaciona el logaritmo de K*P con
un factor de caracterización B; en este caso los diferentes componentes deben de mostrar un
comportamiento de líneas rectas paralelas entre sí.
El ingeniero petrolero a partir de la toma de data PVT, enfatizando por supuesto la validez de
las técnicas de muestreo ya sea proveniente del análisis composicional detallado en el
laboratorio o data limitada de producción, evalúa su calidad y procesa esta data para que pueda
ser usada en alguna de las muchas herramientas de simulación actualmente en uso en la
industria. Una comprensión experta de las propiedades de presión-volumen-temperatura (PVT)
es esencial para una correcta ingeniería de los análisis de prueba de pozo, diseño de
levantamiento artificial, volumetría de reservorio, movimiento de fluidos en reservorio, análisis
de registro de producción y relaciones de desempeño de influjo.
EJEMPLOS DE CURVAS PVT
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Esta figura muestra el comportamiento de propiedades PVT (T=190°F, Rsi=725 MSCF/STB,
Gravedad Específica=0.7, Gravedad =30° API, pi= 4000 psia)
TIPOS DE MUESTREO
MUESTREO DE FONDO
La finalidad es obtener muestras del fluido original del yacimiento. Pudiendo obtenerse antes
de que el yacimiento sea explotado, o cuando ya ha sido puesto en producción, siempre y
cuando el fluido contenido en el pozo se encuentre lo más parecido al original, misma
composición y características.
El muestreo de fondo es importante ya que la información obtenida del análisis PVT de las
muestras de fondo, se utiliza para realizar cálculos de mucha trascendencia tanto de tiempo
técnico como económico, como son:
El desarrollo del yacimiento.
Las condiciones óptimas de separación
El comportamiento del yacimiento
El cálculo de las reservas de aceite y gas
Los métodos para la recuperación secundaria y mejorada
MUESTREO DE SUPERFICIE
El muestreo de superficie puede ser considerado como el método universal, con el cual se
muestrean los pozos de gas, gas condensado y pozos de aceite.
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Puntos más importantes en el muestreo de superficie
Los puntos más importantes que deben ser considerados en la técnica del muestreo de
superficie, para los análisis PVT son los siguientes:
Estabilidad del pozo.- El pozo deberá estabilizarse por uno o dos días, teniendo todos
los controles del separador y equipo de medición funcionando para la toma de las
muestras. Es importante mantener un gasto de producción fijo suficiente para que el
pozo se mantenga produciendo bajo condiciones prácticamente estabilizadas.
Datos del pozo en el fondo y en la cabeza.- Las presiones estáticas y fluyendo en el
fondo, así como las temperaturas deben ser medidas, también los datos de la presión en
la cabeza son muy útiles para el comportamiento, pero no son requeridos para los
estudios PVT.
Datos de equilibrio separador-tanque.- Es necesario tener todas las presiones y
temperaturas con las cuales se realizará la separación. Se debe contar con un regulador
de presión de más o menos 1/2 Psig. de sensibilidad; el termómetro debe ser puesto lo
más cerca posible para obtener la temperatura de liberación gas-liquido en la superficie
del separador y medir la temperatura de la corriente en el tanque. También es bueno
tomar las presiones en el tanque.
Exactitud en las medidas de volumen.- La exactitud de medición se puede considerar
excelente si tiene más o menos 1% de error; para tener una mayor exactitud en las
medidas de gas liberado del separador, éstas deberán ser hechas a la temperatura y
densidad del gas que tiene dicho medidor.
Las tomas de aceite y gas se realizan en los muestreos correspondientes manteniendo la presión
constante; para lograr lo anterior se desplaza cierta cantidad de agua del cilindro de muestra.
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VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE LOS DIFERENTES TIPOS DE MUESTREO:
Existen varios tipos de muestreo cuando se está en presencia de un yacimiento de gas
condensado, cada uno varía del otro en cuanto a su procedimiento y a lo eficiente o deficiente
que será su aplicación. A continuación se presentan algunos aspectos tanto beneficiosos como
no beneficiosos en la aplicación de 3 tipos de muestreo.
VENTAJAS:
MUESTREO DE SUPERFICIE:
La muestra no se contamina con fluidos acumulados en el pozo.
Menor riesgo y costo que el muestreo de fondo.
Permite tomar muestras de gran volumen.
Las muestras son de fácil manejo en el campo y en la superficie.
MUESTREO DE CABEZAL:
Rápido y de bajo costo.
No se requiere de mediciones de tasas de flujo.
MUESTREO DE FONDO:
No se requiere de mediciones de tasas de flujo.
No es afectados por problemas de separación gas – líquido en el separador.
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Excelente para el muestreo de gases condensados subsaturados siempre y cuando la
muestra no se contamine en el fondo de pozo.
DESVENTAJAS:
MUESTREO DE SUPERFICIE:
Los resultados dependen de la exactitud de la medición de las tasa de flujo.
Resultados erróneos cuando se tiene separación gas – liquido deficiente.
Pequeños errores de medición de tasas de flujo y recombinación generan muestras no
representativas.
MUESTREO DE CABEZAL:
No se debe usar si la presión de cabezal es menor que la de rocío.
Es difícil tomar una muestra representativa por la agitación de los fluidos que ocurre
durante el muestreo.
MUESTREO DE FONDO:
No se pueden tomar muestras representativas cuando la presión de fondo fluyente es
menor que la de rocío.
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No es recomendable cuando el pozo tiene una columna de líquido en el fondo.
Volumen de muestras pequeñas.
Pueden ocurrir fugas durante la sacada del muestreador a superficie.
Posible pescado por rotura de guaya.
Peligro de accidentes en el manejo de la muestra a alta presión.
PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DE YACIMIENTO
Los análisis PVT son pruebas que se hacen en un laboratorio para determinar las propiedades de
los fluidos que se encuentra en un determinado yacimiento, modificando la presión, volumen y
temperatura. Entre las propiedades de los fluidos, tenemos:
Gravedad Específica de Gas (Ɣg).
Gravedad Específica del Petróleo (Ɣo).
Densidad de Gas (ρg).
Factor de Compresibilidad (Z).
Factor Volumétrico de Formación del Gas (βg).
Factor Volumétrico de Formación del Petróleo (βo).
Factor Volumétrico de Formación Total o Bifásico (βt).
Compresibilidad del Gas (Cg).
Compresibilidad del Petróleo (Co).
°API
Relación Gas-Petróleo (Rs).
Relación Gas-Petróleo de Producción (Rp).
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SOLUBILIDAD DEL PETROLEO Y EL GAS
La solubilidad del gas en el petróleo crudo depende de:
Presión
Temperatura
Composiciones de gas y petróleo
Para un mismo gas y petróleo a una temperatura constante, la cantidad de gas en solución
aumenta con presión; y a una presión constante, la cantidad de gas en solución disminuye a
medida que la temperatura aumenta. Para determinadas presiones y temperaturas, la cantidad de
gas en solución aumenta a medida que las composiciones del gas y del petróleo se asemejan, es
decir, es mayor en gases de alta y en petróleos de baja gravedad específica, o sea, en petróleos
de alta gravedad API. De manera distinta a la solubilidad, por ejemplo, de cloruro de sodio en
agua, el gas es infinitamente soluble en petróleo, la cantidad de gas esta solo limitada por la
presión o por la cantidad de gas disponible.
Se dice que un petróleo crudo está saturado con gas a cualquier presión y temperatura si al
reducir ligeramente la presión se libera gas de la solución. Inversamente, si no se libera gas de la
solución, se dice que el petróleo esta subsaturado (o no saturado), a esa presión. El estado
subsaturado implica que existe una deficiencia de gas y que si hubiera existido suficiente gas, el
petróleo se encontraría en un estado saturado a esa presión. Más aun, el estado subsaturado
implica que no existe gas libre en contacto con el petróleo, es decir, no hay capa de gas.
La solubilidad de gas a condiciones isotérmicas generalmente se expresa en función del
aumento en gas en solución por unidad de petróleo por aumento en la unidad de presión, es
decir, PCS/bl/lpc, o dr/dp.
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Aunque en muchos yacimientos esta solubilidad es aproximadamente invariable sobre un
intervalo considerable de presiones, en cálculos precisos de estudios de yacimiento la
solubilidad se expresa en términos del gas total en solución a cualquier presión, o sea, PCS/bl o
Rs. En la siguiente sección se verá que el volumen de petróleo crudo aumenta
considerablemente debido al gas en solución y, por esta razón, la cantidad de gas en solución serefiere por lo general a una unidad de petróleo fiscal, y la razón gas disuelto – petróleo, Rs. SE
EXPRESA EN PCS/ BF. En la figura publicada anteriormente se muestra la variación de gas en
solución con la presión para el fluido del yacimiento Big Sandy, Ohio, a la temperatura de
yacimiento, 160F. a la presión inicial del yacimiento 3500 lpca, el gas en solución es 567
PCS/BF.
El grafico ilustra que no se desprende gas de la solución al reducir la presión inicial hasta 2500
lpca. Por consiguiente, el petróleo esta subsaturado en esta región y no existe fase gas l ibre en el
yacimiento. La presión de 2500 lpca se denomina presión del punto de burbujeo, ya que a esta
presión aparece la primera burbuja de gas. A 1200 lpca, la solubilidad del gas es de 337
PCS/BF, y la solubilidad promedia entre 2500 lpca y 1200 lpca es:
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Solubilidad promedio= 567-337/2500-1200 = 0.177PCS/BF/lpc
Estos datos se obtienen mediante estudios de laboratorio de PVT realizado con una muestra de
fluido obtenida del fondo de un pozo del yacimiento Big Sandy, usando el proceso de liberación
instantánea. Cuando no se dispone de análisis de laboratorio para los fluidos del yacimiento, a
menudo puede estimarse con suficiente exactitud la razón de gas disuelto-petróleo. Standing
ofrece un método de correlación donde la razón puede obtenerse si se conoce la presión y
temperatura del yacimiento, la gravedad API del petróleo fiscal y la gravedad especifica del gas
producido. También, en muchos casos, la razón inicial del gas disuelto-petróleo se aproxima a la
razón gas-petróleo de producción al comienzo de las operaciones de producción.
VISCOSIDAD DEL PETROLEO Y DEL GAS
La viscosidad es una medida de la resistencia interna al flujo, resultante de los efectos
combinados de la cohesión y la adherencia; también puede definirse como la oposición de un
fluido a las deformaciones tangenciales. Un fluido que no tiene viscosidad se llama fluido ideal,
en realidad todos los fluidos conocidos presentan algo de viscosidad, siendo el modelo de
viscosidad nula una aproximación bastante buena para ciertas aplicaciones.
La viscosidad es una característica de todos los fluidos, tanto líquidos como gases, si bien, en
este último caso su efecto suele ser despreciable, están más cerca de ser fluidos ideales.
Cabe señalar que la viscosidad sólo se manifiesta en fluidos en movimiento, ya que cuando el
fluido está en reposo adopta una forma tal en la que no actúan las fuerzas tangenciales que no
puede resistir.
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La unidad en el sistema CGS para la viscosidad dinámica es el poise (p), cuyo nombre
homenajea a Jean Louis Marie Poiseuille. Se suele usar más su submúltiplo el centipoise (cp).
El centipoise es más usado debido a que el agua tiene una viscosidad de 1,0020 cp a 20 °C.
El poise o centipoise (0,01 poise) se define como la fuerza requerida en dinas para mover un
plano de un centímetro cuadrado de área, sobre otro de igual área y separado un centímetro de
distancia entre sí y con el espacio relleno del líquido investigado, para obtener un
desplazamiento de un centímetro en un segundo.
1 poise = 100 centipoise = 1 g/(cm•s) = 0,1 Pa•s.
1 centipoise = 1 LmPa•s.
La viscosidad de los crudos en el yacimiento puede tener 0,2 hasta más de 1.000 centipoise.
La viscosidad es una de las características más importantes de los hidrocarburos en los aspectos
operacionales de producción, transporte, refinación y petroquímica. La viscosidad, se obtiene
por varios métodos y se le designa por varios valores de medición. Es muy importante el efecto
de la temperatura sobre la viscosidad de los crudos, en el yacimiento o en la superficie,
especialmente concerniente a crudos pesados y extrapesados.
Efecto de la temperatura sobre la viscosidad: el efecto de la temperatura sobre la
viscosidad de un líquido es notablemente diferente del efecto sobre un gas; en el caso de
los gases la viscosidad aumenta con la temperatura, mientras que en caso de los
líquidos, esta disminuye invariablemente de manera marcada al elevarse la temperatura.
Al aumentar la temperatura del crudo se disminuye su viscosidad debido al incremento
de la velocidad de las moléculas y, por ende, tanto la disminución de su fuerza de
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cohesión como también la disminución de la resistencia molecular interna al
desplazamiento.
Efecto de la presión sobre la viscosidad: el efecto de la presión mecánica aumenta la
viscosidad. Si el incremento de presión se efectúa por medios mecánicos, sin adición de
gas, el aumento de presión resulta en un aumento de la viscosidad. Este comportamiento
obedece a que está disminuyendo la distancia entre moléculas y, en consecuencia, se
está aumentando la resistencia de las moléculas a desplazarse.
Se puede mencionar las siguientes viscosidades:
Viscosidad aparente: viscosidad que puede tener una sustancia en un momento dado, la
cual se mide por medio de un instrumento que determina la tasa de cizallamiento. Es
una función de la viscosidad plástica con respecto al punto cedente.
Viscosidad cinemática: viscosidad en centipoise dividida por la densidad a la misma
temperatura y se designa en unidades Stokes o centiStokes.
Viscosidad Universal Saybolt (SSU): representa el tiempo en segundos para que un
flujo de 60 centímetros cúbicos salga de un recipiente tubular por medio de un orificio,
debidamente calibrado y dispuesto en el fondo del recipiente, el cual se ha mantenido a
temperatura constante.
Viscosidad relativa: relación de la viscosidad de un fluido con respecto a la del agua.
Viscosidad Engler: medida de viscosidad que expresa el tiempo de flujo de un volumen
dado a través de un viscosímetro de Engler en relación con el tiempo requerido para el
flujo del mismo volumen de agua, en cuyo caso la relación se expresa en grado Engler.
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Viscosidad Furol Saybolt (SSF): tiempo en segundos que tarda en fluir 60 cc de muestra
a través de un orificio mayor que el Universal, calibrado en condiciones especificadas,
utilizando un viscosímetro Saybolt.
Viscosidad Redwood: Método de ensayo británico para determinar la viscosidad. Se
expresa como el número de segundos necesarios para que 50 cc de la muestra fluyan en
un viscosímetro Redwood, bajo condiciones específicas de ensayo.
DENSIDAD DEL GAS
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CORRELACIONES PARA DETERMINAR LAS PROPIEDADES PVT DE LOS
FLUIDOS DEL YACIMIENTO:
En el análisis del comportamiento de yacimientos, cálculos de reservas y diseño de equipos, se
requiere el conocimiento de las propiedades físicas de los fluidos. Estas propiedades
normalmente se determinan en el laboratorio mediante el análisis de muestras de fluidos
tomadas en el fondo de los pozos o mediante una apropiada recombinación de muestras tomadas
en superficie.
El conjunto de pruebas necesarias para determinar estas propiedades se denomina análisis
Presión-Volumen-Temperatura, P.V.T, como comúnmente se denomina, y consiste en
determinar las relaciones entre presión, volumen y temperatura para una mezcla de
hidrocarburos (liquido-gas) en particular.
AGUAS DE FORMACIÓN
Una vez que se tiene el producto del pozo en la superficie se realizan algunas operaciones ya
que el mismo puede ser una mezcla de gases, hidrocarburos líquidos y agua con sales. Esas
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operaciones son las de separación del gas en recipientes verticales enviando el líquido a tanques
donde se procede a la separación del agua aprovechando la diferencia de densidades en primera
instancia. Luego se pasa a tanques lavadores donde se agrega agua para lavar las sales y se lo
separa por dispositivos eléctricos el crudo del agua y las sales. Esta actividad se desarrolla en las
llamadas baterías que reciben lo producido por varios pozos cercanos. De ellas se manda a
playas de tanques más grandes que concentran la producción de todo un yacimiento. De estas,
sea por cañerías, por trenes o buques, se lo despacha a las refinerías, llamadas antes destilerías,
donde se hace la primera parte del procesamiento.
USOS DE LAS AGUAS DE FORMACIÓN
Una de las principales razones del mayor consumo de agua de reemplazo en las instalaciones
industriales es el alto costo de la tubería que requería instalar en una planta compleja pararecircular el vapor condensado.
Un caso típico de estas industrias son las refinerías de petróleo, en donde parte del vapor de
agua se envía a tanques externos para calentar los petróleos pesados y viscosos a fin de
conservarlos en condiciones adecuadas para el bombeo. Además de ser costoso tener una doble
tubería para la recirculación del vapor condensado, la recuperación es poco conveniente debido
a las posibilidades de ser contaminado con petróleo. Es posible que en el futuro, se exija que se
recupere gran parte del vapor de agua condensado de las industrias que forma a temperaturas
elevadas.
En la planta generadora, el vapor de agua se expande a través de una turbina hasta una presión
por debajo de la atmosférica y luego se condensa en un equipo provisto de un sistema que está
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sólo unos cuantos grados por encima de la temperatura que el agua de enfriamiento. El vapor de
agua condensado que vuelve al sistema tiene unos cuantos grados más de temperatura que el
agua de enfriamiento descargada.
En la planta industrial, el condensador es el equipo de proceso que por lo general opera a una
presión mayor a la atmosférica. Por lo tanto, la temperatura del condensado que se recircula se
encuentra entre 150 y 250 ºF, en comparación con la temperatura de 100 a 120 ºF en la estación
de la termoeléctrica. La planta industrial generadora de vapor de agua puede utilizarlo para
accionar la maquinaria que se utiliza para la producción de electricidad y vapor de agua. Como
ejemplo de este tipo de industrias se pueden citar las fábricas de papel que generan vapor a 900
lb/pulg2. El vapor de agua se puede utilizar en algunas turbinas aprovechando la energía
obtenida para accionar las bombas, generadores, compresoras, máquinas para fabricar el papel y
otro equipo auxiliar. Parte del vapor de agua pasa a la línea del vapor a 25 lb/pulg2. Otros
rodillos secadores utilizan vapor a 60 lb/pulg2. El vapor de baja presión se usa en la elaboración
de pulpa, procesando astillas de madera en un digestor. En algunas turbinas, al igual que en las
estaciones generadoras termoeléctricas, el vapor de agua se expande y la presión disminuye
hasta anularse, obteniéndose una eficiencia máxima.
El lavado por extracción se utiliza en muchas industrias y en la mayoría de las refinerías de
petróleo para eliminar la sal del petróleo crudo, evitando de esta manera la corrosión en las
columnas de destilación. Se bombea agua al petróleo crudo en una proporción de cerca del 4 %
del flujo del petróleo, y la eficiencia de la extracción de la sal depende de que tan perfectamente
sea el mezclado. A continuación, se agregan compuestos químicos para romper la emulsión,
antes de que el petróleo pase a un recipiente, en donde por medio de electrodos se desaloja el
agua del petróleo, permitiendo su separación por gravedad.
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Como el costo de la explotación y desarrollo de los pozos petroleros es cada vez mayor, esto ha
obligado a la industria a realizar una recuperación secundaria y terciaria de los residuos de
petróleo de los antiguos campos petroleros mediante la inyección de agua y vapor de agua.
Se utiliza el agua especialmente tratada como salmuera o una mezcla de agua y vapor de agua
que se bombea bajo tierra con el propósito de desplazar al petróleo de las áreas de donde no se
hizo la extracción por los métodos primarios. El agua que se emplea recibe tratamientos muy
complejos, a fin de que la formación subterránea no se tapone con los desechos. El agua es un
material relativamente barato y adecuado para diferentes procesos industriales de la más diversa
índole. Se utiliza como material sellador en los prensa-estopas de las bombas centrífugas y en
recipientes almacenadores de gases. También, en procesos de enfriamiento y de disminución de
fricción.
DENSIDAD O GRAVEDAD ESPECÍFICA
Existen correlaciones que proporcionan la densidad del agua de formación, a las condiciones
estándar, como una función de los sólidos totales disueltos. La densidad a condiciones de
yacimiento puede aproximarse dividiendo la densidad del agua a condiciones estándar entre el
factor de volumen del agua de formación.
FACTOR VOLUMETRICO DEL AGUA
Este es la relación que existe entre el volumen que ocupa el agua a condiciones determinadas de
presión y temperatura con respecto al volumen que ocupa el agua más su gas en solución a
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condiciones normales. Este factor depende de la temperatura, la presión, y salinidad del agua. Se
escribe comúnmente como Bw.
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CAMPO GUANTA - DURENO:
MAPAS DE PRESIONES
RESERVORIO U INFERIOR
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RESERVORIO T INFERIOR
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RESERVORIO HOLLÍN SUPERIOR
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CAMPO GUANTA-DURENO
MAPAS DE GRILLAS
RESERVORIO BASAL TENA
CAMPO GUANTA – DURENO
RESERVORIO BASAL TENA
GNT-002BT
GNT-005BT
GNT-006BT
GNT-009BT
GNTA-018BT
GNTB-007BT
GNTB-041BT
GNTD-008BT
ACUMULADO PETROLEO ( Mbbl )
0.00 924.33 1848.66
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RESERVORIO U SUPERIOR
GNT-002US
GNT-006UM
GNT-010US
GNTC-013US
GNTG-012US
ACUMULADO PETROLEO ( Mbbl )
0.00 427.94 855.88
CAMPO GUANTA – DURENO
RESERVORIO U SUPERIOR
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RESERVORIO U INFERIOR
GNT-002UI
GNT-003UI
GNT-005UI
GNT-006U GNT-006UI
GNT-010UI
GNT-015UI
GNT-016UI
GNTA-001UI GNTA-018UI
GNTA-019UI
GNTA-040UI
GNTB-007UI GNTB-022UI
GNTC-013UI
GNTC-017UI
GNTC-024UI
GNTC-025UI
GNTC-026UI
GNTD-008UI
GNTE-45UI
GNTF-011UI GNTF-027UI
GNTF-028UI
GNTG-012UI
ACUMULADO PETROLEO ( Mbbl )
0.00 3078.43 6156.85
CAMPO GUANTA – DURENO
RESERVORIO U INFERIOR
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RESERVORIO T SUPERIOR
GNT-002TS
GNT-003TS
GNTC-014R1TS
GNTE-004TS
GNTF-011TS
ACUMULADO PETROLEO ( Mbbl )
0.00 60.78 121.56
CAMPO GUANTA – DURENO
RESERVORIO T SUPERIOR
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38
RESERVORIO T INFERIOR
GNT-002TI
GNT-003TI
GNT-015TI
GNT-016TI
GNTA-019TI
GNTA-020TI
GNTB-022TI
GNTB-042TI
GNTC-014R1TI
GNTC-017TI
GNTD-008TI
GNTD-032TI GNTD-043TI
GNTE-004TI GNTE-046S1TI
GNTF-027TI GNTF-035TI
GNTG-012TI
ACUMULADO PETROLEO ( Mbbl )
0.00 1855.70 3711.40
CAMPO GUANTA – DURENO
RESERVORIO T INFERIOR
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39
RESERVORIO HOLLIN SUPERIOR
GNT-003HS
GNT-009HS
GNT-015HS
GNTA-019HS
GNTC-023HS
GNTD-008HS GNTD-008IHS
GNTD-032HS
GNTE-004HS
ACUMULADO PETROLEO ( Mbbl )
0.00 1146.16 2292.33
CAMPO GUANTA – DURENO
RESERVORIO HOLLÍN SUPERIOR
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CAMPO PARAHUACU
MAPAS DE GRILLAS
RESERVORIO U INFERIOR
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RESERVORIO T INFERIOR
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CAMPO GUANTA – DURENO
RESERVORIO HOLLÍN SUPERIOR
ACTIVO LAGO AGRIOINFORMACION
GUANTA DURENO BLOQUE-11Propiedades del Fluido y la Roca UNIDADES BT U T HS BT U T HOLLIN BT U T D C B E HI
1 Profundidad 9.000 pies2 Tipo de Formación Arenisca arenisca arenisca arenisca arenisca arenisca arenisca arenisca arenisca arenisca arenisca arenisca arenisca arenisca arenisca arenisca arenisca3 Co ntenido de Arcilla bajo4 Temperatura del Yacimiento 234 ºF 200 231 194 205 204 205 180 200 2225 Dureza del Agua 30 ppm6 Salinidad del Agua 1.00 0 ppm NaC l 2 14 50 3795 0 6 435 0 1 452 0 4 950 0 1 6500 4125 0 123 75 62 535 25 080 4 047 9,5 4047 9,5 404 79,5 40 479 ,5 1 485 07 Presión Inicial 4.300 psi 3.700 3 .750 4.083 4.315 3.500 4.195 4.417 4.485 3.000 3.600 4.150 649 966 968 4.1888 Presión del Punto de Burbuja 1.256 psi 1.485 1.400 1.398 990 810 800 770 880 844 1.293 1.050 450 470 400 9139 Presión Actual 3.900 psi 1.550 2 .000 1.950 3.200 1.935 1.780 2.150 3.266 2.150 1.800 1.500 320 520 490 1.200
10 RGP Solución 259 scf/bbl 220 177 257 264 227 215; 60 291;463 33211 Densidad del Crudo (superficie) 27 API 23 29,6 28,9 29,8 27 29,6 29,5 28,8 20,3 32,3 32,7 26,3 29,12 34,2 34,5
12 Viscosidad del Crudo Muerto (superficie 19 cp 4,92 3,28 5,26 7,731 2,6313 Viscosidad del Crudo Vivo @ Pb 2 cp 4,45 1,72 1,4 1,47 1,78 3,01 3,77 1,31 0,68 1,1414 Fracturamiento NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO SI SI SI SI NO15 Permeabilidad Horizontal (kh) 500 mD 200 255 225 120 102 260 340 175 180 41016 Perm eabilidad Vertical (kv) 5 017 Coef ic iente Dyks tra-Pa rsons 118 Reef NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO19 Dip (no n-reef reservo ir) 5 grado s
Driving Mechanisms20 Acuifero Activo Si NO NO NO NO SI NO NO NO SI NO NO NO NO NO NO NO NO21 Agua de Fondo Margen NO NO NO NO SI NO NO NO SI NO NO NO NO NO NO NO NO22 Capa de Gas Ninguno NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO23 Mecanismo Secundar io N inguno24 Tasa de Inyección Secundaria 0 bbl/dia 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Production Data (whole field)25 No Productores (TOTALES?) 45 3 15 8 3 4 12 7 31 1 6 11 21 26 19 9 1226 No. Inyectores 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 027 No. Pozos funcionando 39 3 11 5 2 2 5 4 12 1 3 8 13 14 8 6 028 Tasa agua crudo 2,3 tasa 0,38 0,29 0,49 0,44 0,09 0,12 0,74 0,02 0,07 0,0229 RGP produciendo 530 scf/bbl 210 230 181 367 215 288 224 316 289 695 56430 Mecanismo de producción actual31 Espac iamiento Actua l ent re Pozos Acres32 Tasa de declinación exponencial (mecan l15 f racc ión %
OOIP and Recoverable Reserves33 Arena Total 122 pies34 Arena Neta 61 pies 13 29 37 34 7,5 16 19 101 7,8 7,4 24 39,2 33 24 34 1235 Area 8.800 Acres 2.984 4.339 4.356 3.690 3.236 4.757 4.718 5.460 5.053 8.385 6.070 429 755 335 60 3.52036 Porosidad 0,15 fracción 0,15 0,15 0,15 0,14 0,15 0,15 0,14 0,15 0,15 0,12 0,11 0,17 0,17 0,19 0,21 0,13
37 Saturac ion de Agua conna ta 0 ,2 f racc ión38 Contenido de Crudo fracción39 Concentracion Metano 5 %40 Oil Formation Volume Factor 1,25 1,13 1,23 1,28 1,22 1,16 1,24 1,22 1,18 1,12 1,21 1,3 1,2 1,2 1,2 1,2 1,16
41 POES 368.000.000 bbl 28.387.707 100.369.223 115.297.480 84.316.662 17.796.076 44.447.400 47.680.859 388.361.775 27.416.639 38.608.135 78.923.956 10.637.768 14.964.556 6.044.072 1.368.185 21.143.620
42 Acumulado de crudo producido @31-12- 76.000.000 bbl 4 .035.350 27 .863 .320 9 .588.270 4 .058 .660 5 .152 .880 4 .157 .570 4 .862 .810 145 .468 .030 1 .300.730 3 .126 .140 15.052.400
43 Total de Reservas Recuperadas 121.000.000 bbl
BLOQUE-11BT U T HS BT U T HOLLIN BT U T D C B E HI
arenisca arenisca arenisca arenisca arenisca arenisca arenisca arenisca arenisca arenisca arenisca arenisca arenisca arenisca arenisca areniscaArena Neta 61 pies 13 29 37 34 7,5 16 19 101 7,8 7,4 24 39,2 33 24 34 12
Area 8.800 Acres 2 .984 4.339 4.356 3.690 3.236 4.757 4.718 5.460 5.053 8.385 6.070 429 755 335 60 3.520
GUANTA DURENO LAGO-AGRIO PARAHUACU PACOA
LAGO-AGRIO PARAHUACU PACOA
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CONCLUSIONES
El análisis PVT, nos ayuda a predecir el comportamiento de los fluidos en el
Yacimiento.
Teniendo un adecuado conocimiento del comportamiento de los fluidos podemos
determinas las propiedades de estos.
Para que los resultados del Análisis PVT sean representativos debe realizarse a
temperatura del Yacimiento.
Para la toma de una muestra representativa de fluidos del yacimiento, se debe tener
claro cuáles son las condiciones en las que se encuentra el campo, en base a esto el
diseñar y emplear una propuesta de técnica de muestreo poblacional para delimitar la
población investigada nos permite evitar sesgos que afecten la posterior selección del
pozo a muestrear.
El diseño del programa de muestreo de fluidos de yacimiento debe estar ajustado a la
geología del yacimiento, al tipo de fluido y al grado de depleción del campo. Además
este debe tener en cuenta el estudio a realizar sobre la muestra de fluido a tomar y el
aporte que brinda para la correcta caracterización del fluido del yacimiento.
Con el propósito de garantizar la calidad del análisis PVT, se debe tener en cuenta
dentro del diseño de la prueba que la diferencia de presiones que se maneje entre
etapas sea de similar magnitud para la totalidad de etapas. Además se debe esperar
un tiempo prudente entre etapa y etapa con el fin de que el fluido en la celda
alcance el equilibrio termodinámico para evitar errores que perjudiquen la precisión
de los resultados obtenidos.