Explotacion Del Petroleo

ANALISIS NODALY EXPLOTACION DE PETROLEO -------------------------------------------------------- 1

INDICE CAPITULO I

GENERALIDADES 1.1. INTRODUCCION 9 1.2. DEFINICION DE CONCEPTOS BASICOS 9

1.2.1. CLASIFICACION DE NODOS 9 a. Nodo Comn 9 b. Nodo Funcional 9

1.3. ELEMENTOS USADOS EN EL SISTEMA DEL ANALISIS NODAL 10 1.3.1. Ubicacin de los nodos componentes 10 1.3.2. Componentes que intervienen en el anlisis nodal 11

a. Separador 11 b. Lnea de flujo horizontal 11 c. Choque superficial 11 d. Cabeza de pozo 12 e. Vlvula de seguridad 12 f. Choque de fondo 12 g. Presiones fluyentes 12 h. Presin promedio del reservorio 12

1.4. ANALISIS DETALLADO DEL SISTEMA 12 1.4.1. Esquema grfico del anlisis completo de un reservorio de produccin 12 1.4.2. Procedimiento del anlisis nodal 13 1.4.3. Comportamiento de un sistema de produccin completo 14 1.4.4. Anlisis del comportamiento grfico 14

a. Curva de presin de tanque 14 b. Curva de presin de separador 15 c. Curva de lnea de produccin horizontal 15 d. Curva de comportamiento de choque de fondo 15 e. Curva de capacidad de transporte de caera 15 f. Curva de presin fluyente de fondo 15 g. Curva IPR a la pared del pozo 15 h. Curva de presin esttica 15

1.4.5. Presin Constante 15 1.4.6. Anlisis del sistema en fondo del pozo 15 1.4.7. Optimizacin de la tubera de Produccin 16

CAPITULO II

PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS

2.1. INTRODUCCION 18 2.2. PROPIEDADES FISICAS DEL PETROLEO 19

2.2.1. Densidad y Gravedad especfica del Petrleo 19 2.2.1.1. Correlaciones para el clculo de la densidad 19 Petrleo Saturado 19 Petrleo Sub saturado 20 2.2.2. Viscosidad del Petrleo 21 2.2.2.1. Correlaciones para el clculo de la viscosidad 22 Petrleo Muerto 22 Petrleo Saturado 23 Petrleo Bajo Saturado 24 2.2.3.-Factor Volumtrico del Petrleo 26 2.2.3.1.- Correlaciones para el clculo del factor volumtrico del petrleo 26 Petrleo Saturado 26 Petrleo Bajo Saturado 27 2.2.4.-Compresibilidad del petrleo 29 2.2.4.1.- Correlaciones para el clculo de la compresibilidad del Petrleo 29 Petrleo Bajo Saturado 29 Petrleo Saturado 30 2.2.5. Relacin de solubilidad del gas en el petrleo 30 2.2.5.1.- Correlaciones para el clculo de la solubilidad del gas en el Petrleo 31

Ing. Jos Luis Rivero S. 1


2.2.6.-Presin de Burbuja 31 2.2.6.1- Correlaciones para el clculo de la presin de burbuja 32 2.2.7.-Tensin Superficial 32

2.3. Propiedades de los fluidos en tubera 32 2.3.1. Densidad del petrleo 32 2.3.2. Efecto de la densidad en tubera vertical 33 2.3.3. Viscosidad del petrleo 33 2.3.4. Efecto de la viscosidad en tubera vertical 33 2.3.5. Efecto de la viscosidad en tubera horizontal 34 2.3.6. Compresibilidad del petrleo 34 2.3.7. Tensin superficial del petrleo 35 2.3.8. Efecto de la tensin superficial en tubera vertical 35 2.3.9. Efecto de la tensin superficial en tubera horizontal 35 2.3.10. Efecto de la relacin gas-petrleo en tubera vertical 36 2.3.11. Efecto de la relacin gas-petrleo en tubera horizontal 36

2.4. Propiedades fisicas del Gas 37 2.4.1. Factor de Compresibilidad 37 2.4.1.1.-.Determinacin del factor de desviacin del gas 38 2.4.2.- Factor Volumtrico del Gas Bg 39 2.4.2.1.- Determinacin del Factor Volumtrico del gas Bg 40 2.4.3.- Viscosidad del Gas 41 2.4.3.1.- Determinacin de la viscosidad del gas 41

CAPITULO III ANALISIS DE FLUIDO EN EL RESERVORIO

3.1.- Introduccin 44 3.2.- Diagrama de Fases (Presin Temperatura) 44 3.2.1.- Propiedades Intensivas 45 3.2.2.- Punto Crtico 45 3.2.3.- Curva de Burbujeo 45 3.2.4.- Curva de Roci 45 3.2.5.- Regin de dos Fases 45 3.2.6.-Cricondenbar 45 3.2.7.- Cricondenterma 45 3.2.8.- Zona de Condensacin Retrgrada 45 3.2.9.-Petrleo Saturado 46 3.2.10.-Petrleo Bajo Saturado 46 3.2.11.-Petrleo Supersaturado 46 3.2.12.-Saturacin Crtica de un Fluido 46 3.3.- Reservorio de Petrleo 46 3.3.1.- Reservorio de Petrleo Sub Saturado 46 3.3.1.1.- Reservorio de Petrleo Saturado 47 3.3.1.2.- Reservorio con capa de Gas 47 3.3.2.- Petrleo Negro 47 3.3.2.- Petrleo Negro de Bajo Rendimiento 48 3.3.4.-Petrleo Voltil 49 3.3.5.- Petrleo cerca al punto crtico 50

CAPITULO IV ANALISIS DE RESERVORIO

4.1. Introduccin 53 4.2. ECUACION DE FLUJO (LEY DE DARCYS) 53

4.2.1. Flujo lineal 55 4.2.2. Flujo radial 55 4.2.3. Flujo de petrleo 58 4.2.4. Flujo pseudo esttico 58

4.3.-COMPORTAMIENTO DE LA PRESION EN EL RESERVORIO 58 4.3.1.-Alteracin de la Permeabilidad (K) y Turbulencia (D) 59

3.3.1. Factores que controlan el paso de los fluidos desde el reservorio hasta el pozo 60



4.4. INDICE DE PRODUCTIVIDAD 60 4.5. MECANISMO DE EMPUJE 61 4.5.1.- Proceso de Desplazamiento 61 4.5.1.1.- Expansin de la Roca y los Fluidos 61 4.5.1.2..- Empuje por Gas Liberado 62 4.5.1.2.1.- Caracterstica de la Produccin 64 4.5.1.3.- Empuje por casquete de Gas 64 4.5.1.3.1.- Caracterstica de la Produccin 66 4.5.1.4.- Empuje hidrulico 66 4.5.1.4.1.- Caracterstica de la produccin 67 4.5.1.5.- Desplazamiento por segregacin gravitacional 68 4.5.1.5.1.- Caracterstica de la Produccin 69 4.5.2.- Comparacin de los empujes 69 4.5.3.- Empuje combinado 72 4.5.4,- Determinacin del ndice de desplazamiento 72 4.6. FLUJO DE UNA SOLA FASE 73

4.6.1. Espesor de la zona productora (h) 74 4.6.2. Presin promedio del reservorio (Pr) 74 4.6.3. Viscosidad promedio del petrleo (o) 74 4.6.4. Factor de volumen de formacin promedio (o) 74 4.6.5. Radio de drenaje (re) 74 4.6.6. Radio de pozo (rw) 75 4.6.7. Factor de skin o dao (S) 75 4.6.8. Flujo turbulento (Dq) 75

4.7. FLUJO EN EL RESERVORIO DE DOS FASES 77 4.7.1. Combinacin de la fase lquida y las dos fases 78

4.8. PREDICCION DE IPR PARA POZOS DE PETROLEO 80 4.8.1. Mtodo de Vogel 80 4.8.1.1.- Reservorio bajo Saturado 80 4.8.2. Mtodo de Vogel modificado por Standing (sin dao) 81 4.8.3. Mtodo de Fetkovich 82 4.8.4. Mtodo de Blount y Glaze 86

4.9. CONSTRUCCION DE LA IPR CON PRUEBAS NO SON ESTABILIZADAS 92 4.10. DETERMINACION DE LA CURVA IPR 92 4.10.1. Clculo de la presin de fondo fluyente para un cierto 92 Caudal de flujo para construir curvas de IPR 4.10.2.- Clculo del caudal de flujo a cierta presin de flujo para la 94 Construccin de la curva IPR 95 4.10.3.- Clculo preliminar para construir la curva compuesta de IPR 95 Con datos de prueba 4.11. PREDICCIN FUTURA DEL IPR PARA POZOS PETROLFEROS 96 4.12.-FORMACIONES ESTRATIFICADAS 97 4.13.-POZOS HORIZONTALES 98 4.13.1.- Impacto del efecto de Dao en el Comportamiento de un Pozo Horizontal 99 4.14.-TIPOS DE PRUEBAS 99 4.14.1.-Prueba de Flujo Tras Flujo 99 4.14.2.-Prueba Iscronal 100 4.14.3.-Prueba Iscronal Modificada 100 4.14.4.-Prueba de Produccin 101

CAPITULO V CAIDAS DE PRESION

5.1. INTRODUCCION 103 5.2. ECUACION BASICA DE ENERGIA 104 5.3. FLUJO DE UNA SOLA FASE 108

5.3.1. Ecuacin de gradiente de presin 109 5.3.2. Ecuacin de gradiente de presin de componentes 109

5.4. COMPORTAMIENTO DE FLUJO DE DOS FASES 110 5.4.1. Flujo de dos fases 110

5.4.2. Resbalamiento de lquido HOLD-UP (HL) 110



5.4.2.1. Valor de resbalamiento del lquido 110 5.4.3. Suspensin de lquido 111 5.4.4. Densidad 111 5.4.5. Velocidad 112 5.4.6 Viscosidad 112 5.4.7 Tensin superficial 113

5.5. MODIFICACION DE LA ECUACION DE GRADIENTE DE PRESION PARA FLUJO DE DOS FASES 113

5.5.1 Cambio del componente de elevacin 113 5.5.2. Componente de friccin 113 5.5.3. Componente de aceleracin 114 5.5.4. Modelo de flujo patrn 114 5.5.5. Procedimiento con la distribucin de temperatura 115 5.5.6. Clculo de la presin de recorrido 115

5.5.6.1. Procedimiento para incremento de la longitud de lnea 115 5.5.6.2. Procedimiento para incremento de cada de presin 116

5.6. CORRELACIONES DE FLUJO PARA POZO VERTICAL 117 5.6.1. Correlacin de Poettmann y Carpenter 117 5.6.2. Correlacin general de Hagerdorn y Brown 119 5.6.3. Correlacin de Beggs y Brill 120

5.6.3.1. Determinacin de flujo 121 * Flujo segregado (zona I) 122 * Flujo intermitente (zona II) 122 * Flujo distribuido 122

** Zona IIA 122 ** Zona IIIB 122

* Flujo de transicin (zona IV) 122 * Segregado 122 * Transicin 122 * Intermitente 122 * Distribuido 122 * Densidad bifsico 123 * Factor de friccin 123 * Trmino de la aceleracin 124

5.6.4.- Correlacin de Orkiszewki 124 5.6.4.1. Flujo burbuja 125 5.6.4.2. Flujo por baches 127 5.6.4.3. Flujo por transicin 128 5.6.4.4. Flujo niebla 129

5.7. CORRELACION DE FLUJO HORIZONTAL 129 5.7.1. Mtodos de prediccin 130 5.7.2. Mtodo de Eaton y Al 130 5.7.3. Mtodo de Dukler y Al 130 5.7.4. Mtodo de Beggs y Brill 131 5.7.5. Mtodo de Flaningan 132

5.8. CAIDA DE PRESION A TRAVES DE LAS PERFORACIONES 132 5.8.1. Cada de presin a travs de las perforaciones 134

5.9. TIPOS DE RESTRCCIONES QUE PRODUCEN PERDIDAS DE PRESION 135 5.9.1. Vlvula de seguridad 136

5.9.1.1. Vlvula de seguridad superficial 136 5.9.1.2. Vlvula de seguridad Sub-superficial 137

5.9.1. Choque superficial 137 5.9.1.1. Choque de fondo 137

5.10.-Determinacin de la cada de Presin en Lnea Horizontal 140 5.11.- Determinacin de la cada de Presin en la Lnea Vertical 141



CAPITULO VI ANALISIS DEL SISTEMA DE PRODUCCION

6.1. INTRODUCCION 142 6.2. SELECCIN DEL TUBING (TUBERIA) 143 6.3. EFECTO DEL DIAMETRO DE LA LINEA DE FLUJO 143 6.4. CAMBIOS EN EL TAMAO DEL CONDUCTO DE FLUJO 145 6.5. EFECTO DE LA ESTIMULACION 145 6.6. ANALISIS DEL SISTEMA TOTAL CON RESTRICCIONES 147

6.6.1. Choque superficial 147 6.6.2. Choque de seguridad 147

6.7. EVALUACION DE LOS EFECTOS DE TERMINACION 147 6.8. PROCEDIMIENTO GENERAL PARA EL CLCULO DE LA PRDIDA DE PRESION PARA CUALQUIER PUNTO O NODO 148 6.9. PROCEDIMIENTO PARA EL CLCULO DE LA PRDIDA DE PRESION UTILIZANDO EL PUNTO O NODO EN EL FONDO DEL POZO (NODO 6) 148 6.10. USANDO LA SOLUCION EN EL PUNTO O NODO 3 SEGUIMOS EL SIGUIENTE PROCEDIMIENTO 151 6.11. USANDO LA SOLUCION EN EL PUNTO O NODO 1 152 6.12. DETERMINE EL EFECTO O TAMAO DEL ESTRANGULADOR O CHOQUE DE SUPERFICIE USANDO EL NODO 2 COMO NODO SOLUCION 155

CAPITULO VII

OPTIMIZACION DE LA SEGUNDA ETAPA DE SEPARACION 7.1.-EQULIBRIO LIQUIDO-VAPOR 159 7.2 CALCULO DE LA RELACION DE EQULIBRIO 159 7.3 RELACION DE EQUILIBRIO PARA SOLUCIONES REALES 161 7.3.1.- Correlacin de Wilson 161 7.3.2.- Correlacin de Standing 162 7.3.3.- Correlacin de Galimberti Campbell 163 7.3.4.-Correlacin de Whtson y Torp 163 7.3.5.-Correlacin de Lohrenz et Al 164

7.4 Presin de Convergencia 164 7.4.1 Mtodo de Estanding 166 7.4.3 Mtodo de Rzasa 166 7.5.-RELACION DE EQUILIBRIO PARA LOS COMPONENTES MAS PESADOS 166 7.5.1. Mtodo de Winn 166 7.5.2 Mtodo de Katz 167 7.6. CALCULO DE LA SEPARACION INSTANTANEA 167 7.7 APLICACIONES DE LA CONSTANTE DE EQUILIBRIO K EN LA INDUSTRIA 169 7.7.1.- Determinacin del punto de Roci 169 7.7.2.- Determinacin del punto de burbuja 171 7.8 CALCULO DE LOS SEPARDORES 173 7.9.- OPTIMIZACION DE LA SEGUNDA ETAPA DE SEPARACION 177

CAPITULO VIII BALANCE DE MATERIALES PARA YACIMIENTOS DE PETROLEO

8.1.- Introduccin 180 8.2.- Condiciones del Balance de Materiales 180 8.3.- Generalidades del Balance de Materiales 180 8.3.1.- Balance de Materiales para Yacimientos de Petrleo Sub Saturados 180 8.3.1.1.- Balance Volumtrico despreciando la Compresibilidad del Agua y la formacin 181 8.3.1.2.- Balance Volumtrico Considerando la Compresibilidad del Agua y la Formacin 181 8.3.1.3.- Balance de Materia considerando la entrada de agua, despreciando la 182 Compresibilidad del agua y la formacin. 8.3.1.4.- Balance de Materiales con entrada de agua, considerando la compresibilidad del agua 183 Y la formacin. 8.3.1.5.- Balance de Materia con inyeccin de agua, despreciando la compresibilidad del agua 184



Y la formacin 8.3.1.6.- Balance de Materia con inyeccin de agua, considerando la compresibilidad del agua 184 Y la formacin. 8.3.2.- Balance de Materiales para Yacimientos de Petrleo Saturados 184 8.3.2.1.- Balance Volumtrico despreciando la compresibilidad del agua y la formacin 185 8.3.2.2.- Balance Volumtrico Considerando la compresibilidad del agua y la formacin 186 8.3.2.3.- Balance de Materiales con entrada de agua despreciando la compresibilidad del 186 Agua y la formacin. 8.3.2.4.- Balance de Materiales Con entrada de agua considerando compresibilidad del agua 187 y la formacin.

8.3.2.5.- Balance de Materiales Con inyeccin de gas despreciando compresibilidad del 188

Agua y la formacin.

8.3.2.6.- Balance de Materiales Con inyeccin de gas considerando compresibilidad 188

del agua y la formacin.

8.3.2.7.- Balance de Materiales Con inyeccin de agua despreciando compresibilidad 189


8.3.2.8.- Balance de Materiales Con inyeccin de agua considerando compresibilidad 189


8.3.3.- Balance de materiales para yacimientos de petrleo con capa de gas. 190

8.3.3.1.- Balance Volumtrico despreciando la compresibilidad del agua y la formacin 191

8.3.3.2.- Balance Volumtrico considerando la compresibilidad del agua y la formacin 192

8.3.3.3.- Balance de Materiales Con entrada de agua despreciando la compresibilidad 193


8.3.3.4.- Balance de Materiales Con entrada de agua considerando la compresibilidad 193


8.3.3.5.- Balance de Materia Con inyeccin de gas despreciando la compresibilidad 194


8.3.3.6.- Balance de Materia Con inyeccin de gas considerando la compresibilidad 194


8.3.3.7.- Balance de Materia Con inyeccin de agua despreciando la compresibilidad 195


8.3.3.8.- Balance de Materia Con inyeccin de agua considerando la compresibilidad 195 del agua y la formacin.

8.4.- Usos y limitaciones de la ecuacin de balance de materiales 196

CAPITULO IX EVALUACION DE LA ENTRADA DE AGUA EN LOS YACIMIENTOS DE PETROLEO

9.0.- Introduccin 200 9.1.- Clasificacin de los Acuferos 200

9.1.1.- Clasificacin de los acuferos segn su rgimen de flujo 200

9.1.1.1.- Acuferos de rgimen estable 201

9.1.1.2.- Acuferos de rgimen semiestable 201

9.1.1.3.-Acuferos de rgimen inestable 201

9.1.2.- Clasificacin de los acuferos segn su geometra de flujo 201

9.1.2.1 Acuferos lineales 201



9.1.2.2 Acuferos radiales 201

9.1.2.3 Acuferos de fondo 201

9.1.3 Clasificacin de los acuferos segn su extensin 202

9.1.3.1 Acuferos infinitos 202

9.1.3.2 Acuferos finitos 202

9.1.3.3 Acuferos realimentados 202

9.2.- Determinacin de la entrada de agua 203

9.2.1.-Modelo de Pote 203

9.2.2.- Modelo Fetkovich 204



9.2.2.3 Acuferos irregulares 208

9.3.3 Modelo Carter-Tracy 209



9.3.4.-Modelo Van Everdingen 45



9.3.4.3 Acuferos de fondo 214

9.3. Consideraciones en el anlisis de la entrada de agua 216

CAPITULO X PREDICCION DEL COMPORTAMIENTO DE LOS YACIMIENTOS DE PETROLEO

10.1.- Introduccin 218

10.2.- Prediccin del comportamiento de yacimientos subsaturados 218

10.3 Prediccin del comportamiento de yacimientos de petrleo saturado 218 10.3.1.-Aplicando el mtodo de Tarner 223

10.3.2 Aplicando el mtodo de Muskat 227

10.4 Prediccin del comportamiento de yacimientos de petrleo con capa de gas 227

10.4.1 Aplicando el mtodo de Tarner 227

10.4.2 Aplicando el mtodo de Muskat 227

10.5 Factores que influyen en el comportamiento de los yacimientos de petrleo 228

10.5.1 Efecto de capa de gas Inicial 228

10.5.2 Efecto de la viscosidad del petrleo 228

10.5.3 Efecto de la energa del yacimiento 228

10.5.4 Efecto de la gravedad API del petrleo 229

10.5.5 Efecto de la saturacin crtica del gas 229

10.5.6 .-Efecto de agua connata (intersticial) 229

10.5.7 Efecto del tipo de formacin y permeabilidad 230



CAPITULO XI DETERMINACION DEL VOLUMEN ORIGINAL DE PETROLEO APLICANDO EL METODO DE

HAVLENA Y ODEH

11.1 Introduccin 232

11.2.- Aplicacin del balance de materiales a la ecuacin de la lnea recta 232

11.2.1.- Linealizacin para yacimientos de petrleo subsaturado 234

11.2.1.1 Volumtrico 234

11.2.1.2 Con entrada de agua 236

11.2.1.3 Con inyeccin de agua 237

11.2.2 Linealizacin para yacimientos de petrleo saturado 238



11.2.2.3 Con inyeccin de gas 239


11.2.3 Linealizacin para yacimientos de petrleo con capa de gas 49



11.2.3.3 Con inyeccin de gas 245


11.2.4 Casos especiales 246

11.2.4.1 Determinacin simultnea de m y N 246

11.2.4.2 Determinacin de N y correcta aplicacin del modelo para encontrar We 248

CAPITULO XII EJERCICIOS DE APLICACIN Y SOLUCIONARIO TECNICO

12.1. Determinacin de las Propiedades de los Fluidos 253

12.2 Determinacin del IPR mtodo de Darcy y Jones Blount Glaze 256

12.3 IPR Compuesto y Pozos Horizontales 278

12.4. Determinacin Cada de Presin en Lneas y Optimizacin 292

12.4.1. Optimizacin de las Perforaciones 295

12.4.2 Optimizacin de los dimetros de Choques 298

12.4.3 Optimizacin con dato de prueba de pozo 312

12.5.- Interpretacin prueba de restitucin de presin 315

12.6.- Optimizacin segunda etapa de Separacin 326


ANLISIS NODAL PARA PETROLEO 9

CAPITULO

I GENERALIDADES

1.1. INTRODUCCIN

El anlisis nodal se define como la segmentacin de un sistema de produccin en puntos o nodos, donde se producen cambios de presin, los cuales estn definidos por diferentes ecuaciones o correlaciones.

Este anlisis ha sido usado por muchos aos para evaluar otros sistemas compuestos. En 1945 fue

propuesto por Gilbert para ser aplicado a pozos de produccin y despus discutidos por Nind en 1964 como as tambin por Mach, Joe, Eduardo Proano, Kermit E. Brown y otros que habiendo complementado las investigaciones hacen posible el nuevo enfoque del anlisis nodal, cuya forma de anlisis ofrece un medio de optimizar ms eficiente y econmico los pozos productores; desde el lmite exterior del reservorio a la pared del pozo, a travs de las perforaciones y la seccin de terminacin a la entrada de la tubera, hasta la cabeza de la tubera incluyendo cualquier restriccin de la misma, el choque de superficie, lnea de flujo y el separador.

1.2 DEFINICIN DE CONCEPTOS BSICOS En todo anlisis es muy importante conocer los conceptos que se manejan para tener un mejor aprovechamiento de todo el anlisis del sistema propuesto, siendo estos clasificados como sigue: 1.2.1 CLASIFICACIN DE NODOS Existen dos tipos de nodos que se encuentran en un sistema completo de produccin:

a) Nodo Comn

Este es el nombre que recibe una seccin determinada de un sistema donde se produce una cada de presin, producto de la interrelacin entre componentes o nodos.

b) Nodo Funcional

En un anlisis previo, se ha asumido que no existe variacin de presin a travs del nodo. Sin

embargo, en un sistema de produccin total existe al menos un punto donde esta suposicin no es verdadera, Cuando una presin diferencial existe a travs de un nodo, dicho nodo es llamado funcional puesto que la respuesta de cada de presin caudal puede representarse mediante alguna funcin fsica o matemtica.

Se pueden advertir algunos parmetros comunes de un sistema los cuales son funcionales.

Como as tambin se debe tener en cuenta que hay otros componentes de superficie y de fondo y otros sistemas de terminacin que podran crear cadas de presin en los caudales.

Es importante notar que para cada restriccin localizada en el sistema el clculo de la cada de presin a travs del nodo como una funcin del caudal est representada por la misma ecuacin general.

p = q n Ec. 1.1

9


1.3. ELEMENTOS USADOS EN EL SISTEMA DEL ANALISIS NODAL Considerando las variadas configuraciones de pozos de un sistema de produccin, estos elementos

tambin llamados componentes pueden ser muchos debido a que existen sistemas de terminacin muy complejos. Los ms comunes estn representados en la figura 1.1.

(5)

(4)

(3) (2) (1) 9 8

LOCALIZACION DE NODOS

(1) Separador (2) Choque Superficial (3) Cabeza de pozo (4) Vlvula de Seguridad (5) Restriccin (6) Perforaciones (7) Reservorio (8) Salida del Gas (9 que de Almacenamiento

(6) (7)

Fig. 1.1 1.3.1. UBICACIN DE LOS NODOS COMPONENTES Observando la figura 1.1, podemos determinar la posicin de los nodos componentes ms comunes, siendo estos modificados de acuerdo a las necesidades y requerimientos del sistema de produccin.

NODO POSICIN

TIPO

1 Separador

Comn

2

Choque superficial

Funcional

3 Cab

4 Vlvu) Taneza de pozo Comn

la de seguridad

Funcional

10


5

Restricciones de Fondo

Funcional

6

Perforaciones

Funcional

7

Reservorio

Funcional

8

Salida de Gas

Comn

9

Tanque de Almacenamiento

Comn

Tabla No 1

1.3.2. COMPONENTES QUE INTERVIENEN EN EL ANLISIS NODAL En funcin de la necesidad que se tiene de cada uno de los elementos que intervienen como componentes de un sistema de produccin definiremos la funcionalidad de los ms importantes:

a. Separador. En el proceso de separacin de petrleo y gas en campos petroleros no existe un criterio nico para establecer las condiciones ms adecuadas de produccin ptima de los equipos, pero el estudio est orientado a obtener ciertos objetivos puntuales que nos den condiciones de mxima eficiencia en el proceso de separacin, obteniendo de esta manera: Alta eficiencia en el proceso de separacin de gas-petrleo. Mayor incremento en los volmenes de produccin. Incremento en la recuperacin de petrleo. Disminucin de costos por compresin. Estabilizacin del RGP relacin gas-petrleo.

b. Lnea de flujo horizontal. Este componente es el que comunica la cabeza de pozo con el separador y donde el fluido presenta un comportamiento que obedece a las condiciones adoptadas para el sistema de produccin de los pozos. El tratamiento del componente para flujo en la lnea horizontal puede ser analizado usando las diversas ecuaciones y correlaciones presentadas por investigadores que han estudiado la incidencia que puede tener este componente sobre el conjunto del sistema, en su nter relacin apropiada de su dimensionamiento ms adecuado y ptimo. c. Choque superficial. Es el que controla la produccin del pozo con el cual se puede aumentar o disminuir el caudal de produccin, en este componente se produce una presin diferencial que puede ser calculada con una de las muchas ecuaciones para choques o estranguladores.

11


d. Cabeza de pozo. Es un punto del sistema en el que se produce el cambio de direccin, de flujo vertical a flujo horizontal y de donde se toma el dato de la presin de surgencia para conocer la energa de produccin del pozo, siendo tambin un punto crtico que es tomado en cuenta para su anlisis dentro del sistema.

e. Vlvula de seguridad. Este componente es un elemento que se instala en la tubera vertical y que opera ante cualquier anormalidad del flujo que puede ocurrir en el transcurso de la produccin, siendo vital para la seguridad operativa y productiva del pozo.

f. Choque de fondo. Se procede a la bajada de este tipo de restriccin de acuerdo a la necesidad que existe de elevar la presin y controlar la energa en el flujo de la lnea vertical, como as tambin tener una presin de aporte y elevacin controlada, por lo que se va a producir una presin diferencial en la que tambin se tendr una cada de presin que a su vez puede ser calculada.

g. Presin fluyente. Esta es muy importante para el sistema ya que de ella depende toda la capacidad de la instalacin que se desea conectar al reservorio a travs del pozo y as producir todo el campo.

Esta presin es medida en el fondo del pozo, tomada en su punto medio del nivel productor; su determinacin se la hace en forma directa usando herramientas de toma de presin, tambin se puede calcular utilizando ecuaciones o correlaciones.

g. Presin promedio del reservorio. Esta presin es evaluada respecto a un nivel de referencia, y es la presin a la cual se encuentran sometidos los clculos de los fluidos del reservorio, siendo esta presin de gran inters para conocer el ndice de productividad del pozo y as mismo nos permitir conocer la capacidad de fluencia del reservorio hacia el pozo.

1.4. ANALISIS DETALLADO DEL SISTEMA Cuando empezamos a detallar un sistema de anlisis nodal para un pozo de produccin observamos la figura 1.2. 1.4.1. ESQUEMA GRFICO DEL ANLISIS COMPLETO DE UN SISTEMA DE PRODUCCIN En la figura 1.2 se puede observar la relacin directa de las cadas de presin entre los nodos ms comunes los cuales son:

P = P - P1 r WFS P

2= PWFS - PWF

P3=PUR - Pdr P4=PUsd - Pdsv P5=PWh - Pdsc P6= Pdsc - PSep

12


P7=PWf - PWh P8= PWh - PSep

9 TK

8

P3=Pur-Pdr

P1=Pr-Pwfs

P4=Pusv-Pdsv

5

3

6 Pwf 7 Pwf s 8 Pr

P7=Pwf-Pwh

P6=Pdsc-Psep

P5=Pwh-Pdsc

Pwh

P8=Pwh-Psep

Pdsv

Pusv

Pdr

Pur Pdsc 2

4

5

Psep

P2=Pwfs-Pwf Esquema grfico de las cadas de presin obtenida del libro Techology of 1.4.2. PROCEDIMIENTO DEL ANLISIS NODAL Una vez que se tenga el sistema completado en el pozo se psiguiente forma: 1. Primeramente determinamos qu componentes del sistema de pr

dar una mayor optimizacin al sistema. 2. Despus seleccionamos los nodos componentes que van a ser analiz 3. Luego seleccionamos la ubicacin de cada uno de los nodos y aisla

sobre los dems componentes seleccionados. 4. Despus determinamos las relaciones que se aplicarn para la entra

Fig. 1.2

Artificial Lift Methods.

rocede a efectuar el anlisis de la

oduccin van a ser cambiados para

ados.

mos el efecto de cambio de presin

da y salida de flujo del nodo.

13


5. Tambin se describe el mtodo que va a usarse para determinar la entrada y salida del flujo. 6. Por ltimo se construyen curvas de entrada Vs. Salida de flujo en las que se determinan los efectos de

cambio de capacidad de produccin sobre el rendimiento completo del sistema. 7. Y esto se repite para cada nodo componente. 1.4.3. COMPORTAMIENTO DE UN SISTEMA DE PRODUCCIN COMPLETO.

La figura 1.3 es un comportamiento general de un sistema de produccin dentro de la relacin que existe y tiene cada uno de los nodos componentes dentro de un sistema completo de produccin.

Figura 1.3 Esquema de cadas de Presin. 1.4.4. ANLISIS DEL COMPORTAMIENTO GRFICO

Descripcin de la figura 1.3 cadas de presin:

a) Curva de presin de tanque Este es un valor constante para todos los caudales siendo que este se encuentra a condiciones atmosfricas o de superficie. b) Curva de presin de separador

14


La presin de separador es un valor razonable que se asume constante para todos los caudales. c) Curva de lnea de produccin horizontal Esta curva se obtiene asumiendo caudales de flujo y una determinada presin de separacin, obteniendo la presin requerida corriente abajo del choque o estrangulador.

d) Curva de comportamiento de choque de fondo Es una curva del funcionamiento del choque o estrangulador que se muestra sobre la grfica. En este caso es afectada por la cada de presin del choque o estrangulador.

e) Curva de capacidad de transporte de tubera Esta representa la presin requerida en el fondo de la tubera para permitir cierta produccin que llegue al tanque, y de ah que incluya las cadas de presin en la tubera de produccin, lnea de flujo, choques o estranguladores, vlvulas de seguridad y cualquier otra restriccin. f) Curva de presin fluyente de fondo Esta representa la presin fluyente que existe al centro del intervalo perforado o baleado y es la presin medida por un registrador de presin de fondo colocado a esa profundidad. g) Curva IPR a la pared del pozo Esta lnea representa la presin fluyente que existe en la pared del pozo para diferentes caudales.

h) Curva de presin esttica Es el punto inicial para todos los sistemas grficos y se muestra como una lnea horizontal. Esta podra representar una lnea de ndice de productividad infinito.

1.4.5.- Presin Constante El nodo 1, ubicado en un sistema de produccin en el separador, establece que existen dos presiones que no estn en funcin del caudal de produccin del reservorio. La presin de separacin es usualmente optimizada o tambin est regulada por la presin del sistema de planta. Por lo tanto, la presin del separador ( )sepP ser constante para cualquier caudal de flujo. La presin del reservorio ( )RP , nombrada por el nodo 7, ser tambin considerada constante en el momento de la prueba o anlisis. El balance de presin para el nodo en el choque se puede definir como: ( ).....Pr horzPtubPchoquevertPtubPcompletesPsep = EC.(1.2) 1.4.6.- Anlisis del sistema en el fondo de pozo

Si colocamos el nodo solucin en el fondo de pozo, esto nos permite aislar el reservorio de las tuberas tanto vertical como horizontal; dando la posibilidad de estudiar varios efectos, podemos estudiar la sensibilidad al dimetro de tubera manteniendo los parmetros de reservorio constantes y la sensibilidad de los parmetros de reservorio como la permeabilidad, dao, conductividad. La ecuacin de flujo de entrada y salida respectivamente son:

15


( )....Pr PperfvertPtubPchoquehorzPtubPeserv sep ++++= EC.(1.3) 1.4.7.- Optimizacin de la tubera de produccin

Uno de los componentes ms importantes en un sistema de produccin, es la sarta de produccin. Debido a que cerca del 80 % de la prdida total de presin en un pozo de petrleo puede ocurrir por la movilizacin de los fluidos desde el fondo del pozo hasta la superficie. Un problema comn en los proyectos de completacin es el seleccionar un tamao de tubera de produccin basados en criterios totalmente irrelevantes, como por ejemplo, el tamao que se tiene disponible en almacn. La seleccin del tamao de la tubera de produccin debe ser hecha en base a datos disponibles, ya sea pruebas de formacin o datos de reservorio, lo cual no es posible hacerlos en pozos exploratorios por falta de informacin confiable.

A medida que el rea de flujo vertical se incrementa, las velocidades de flujo disminuyen pudiendo llegar a generar que las condiciones de flujo sean inestables e ineficientes, esto ocasiona que se forme un escurrimiento de lquido, formndose la acumulacin de lquido en el fondo del pozo, que podra ocasionar el ahogo o muerte del pozo. Una situacin similar se presenta en pozos de baja productividad y dimetro excesivo de tubera, (Figura 1.7). Por el contrario, en las tuberas de produccin muy pequeas el caudal de produccin es restringido a causa de la prdida excesiva de friccin.

Un problema comn que ocurre en la completacin de pozos de alto potencial, es el de instalar

tuberas de produccin con dimetros excesivos para mantener la seguridad. Esto con frecuencia es contraproducente, ya que disminuye la vida til de los pozos; a medida que la presin del reservorio decrece, los lquidos comienzan a escurrirse por falta de velocidad del gas para arrastrar los lquidos en el fondo.

La respuesta de la capacidad de produccin con la variacin del rea de flujo, es muy importante para poder definir el dimetro de la tubera que se deba bajar a un pozo, ya que para dos dimetros distintos de tubera obtendremos distintos caudales. Por ejemplo, si tenemos un dimetro mayor a , el caudal

aumenta un porcentaje con respecto al caudal ; quiere decir, que estamos frente a un pozo restringido por el comportamiento de flujo de salida (outflow). La severidad de la restriccin, depender del porcentaje del incremento del caudal con un cambio del tamao de la sarta. Por el contrario, para un el caudal

es aproximadamente igual al caudal , no se justificarn el costo de una inversin para un cambio de tamao de tubera ver (Figura 1.7).

2d 1d 2q1q

12 dd 2q 1q

Fig. No 1.7

Optimizacin de Tubera Vertical y Lnea Horizontal

0500

100015002000250030003500400045005000

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70

Caudal Petroleo (BPD)

Pres

in

(psi

a)

Diametro: 2.445

Diametro: 2

Diametro: 3

Diametro: 4

Diametro: 4

Diametro: 3

16


Referencias Bibliogrficas

Gas Production Operations H. Dale Beggs

The Technology of Artificial Lift Methods Kermit E. Brown, Volume 4 Production

Optimization of Oil and Gas Wells by Nodal Systems Analysis Production Optimization, Using Nodal Analysis H. Dale Beggs

Manual de Anlisis de Pozos Dowell-Schlumberger

Subsurface Engineering Exxon Company, U.S.A. Technical Services Training.

Nodal System Analysis of Oil and Gas Wells, By Kermit E. Brown, and James F. Lea, SPE

14014

A Nodal Approach for Applying Systems Analysis to the Flowing and Artificial Lift Oil or Gas Well, By Joe Mach, Eduardo Proao, Kermit E. Brown, SPE 8025

Nodal System Analysis of Oil and gas Wells, By Kermit E. Brown, and James F. Lea, SPE

14014

17

PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS 18

2.1. INTRODUCCIN

Los reservorios petrolferos no estn definidos nicamente por las rocas en las cuales estn contenidos los fluidos, sino por los fluidos mismos que se encuentran en el reservorio. Los fluidos contenidos en el reservorio son mezclas naturales de hidrocarburos sumamente complejas en su composicin qumica y se encuentran a elevadas temperaturas y presiones. Por lo tanto es muy necesario estudiar las propiedades fsicas de stos fluidos y en particular, sus variaciones por efecto de la presin y temperatura.

Es necesario el conocimiento de estas propiedades para evaluar la produccin, tanto a condiciones de

superficie o estndar de un volumen unitario de fluido o de las reservas de que se dispone, expresadas en las mismas condiciones. Estos datos son necesarios en la estimacin del comportamiento del reservorio.

Las propiedades del agua que se encuentra asociada a los hidrocarburos en el reservorio, son muy

importantes, porque contribuyen con su energa a la produccin del petrleo y adems que puede ser producida con el mismo.

Los fluidos pueden ser identificados por medicin directa de ciertas propiedades. El mtodo ms simple

de hacer mediciones de estas propiedades, es a partir de muestras de los fluidos producidos. Para mayor seguridad en la estimacin de las propiedades del reservorio, se pueden hacer las mediciones en muestras representativas de dichos fluidos, sometindolos a varios anlisis de laboratorio. Una descripcin exacta de las propiedades fsicas de los petrleos crudos, es de enorme importancia en ambos campos; la ciencia prctica y la terica, y especialmente en la solucin de los problemas de ingeniera en un reservorio petrolfero. Las propiedades fsicas de principal inters en los estudios de ingeniera de petrleo son:

CAPITULO

II PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS

Las densidades de los fluidos. La compresibilidad isotrmica. La razn de solubilidad gas-petrleo. El factor volumtrico del petrleo. Las viscosidades de los fluidos. La presin de burbuja. La tensin superficial.

La mayora de estos datos son usualmente determinados mediante laboratorio, en experimentos

realizados sobre muestras obtenidas de los fluidos del reservorio. En ausencia de medidas experimentales de las propiedades del petrleo, es necesario que un ingeniero petrolero determine dichas propiedades mediante correlaciones empricas. Un muestreo adecuado de los fluidos es de gran importancia para la exactitud de los datos. Las muestras son recuperadas usualmente en el campo siendo necesario tener en cuenta el momento adecuado y las condiciones para aplicar las tcnicas a ser utilizadas, cuando se tiene preparado el pozo para el muestreo. Solamente enunciaremos las tcnicas existentes para el muestreo, siendo estas:

a. Muestreo de fondo. b. Muestreo por recombinado. c. Muestreo por separacin de corriente de flujo.

Se puede usar cualquiera de estas tres tcnicas en la obtencin de muestras de fluidos representativas del reservorio para su posterior anlisis de las relaciones: Presin, Volumen y Temperatura (Anlisis P.V.T.). Dependiendo este, sobre todo del tipo del reservorio y de la informacin deseada.

18


2.2. PROPIEDADES FSICAS DEL PETRLEO. Dentro de las Propiedades ms importantes del petrleo analizaremos las siguientes:

2.2.1. Densidad y Gravedad Especfica del Petrleo. Para evaluar el comportamiento de la fase volumtrica de los reservorios petrolferos, se requiere un conocimiento preciso de las propiedades fsicas del petrleo a elevada presin y temperatura. Entre las propiedades de nuestro inters estn la densidad y la gravedad especfica del petrleo. La densidad del petrleo est definida como la masa por unidad de volumen de petrleo a determinada presin y temperatura. La densidad es usualmente expresada en libras por pie cbico. La gravedad especifica del petrleo est definida como la relacin de la densidad del petrleo con respecto a la densidad del agua. Ambas densidades son medidas a 60F y presin atmosfrica.

woo

= Ec. 2.1 Donde:

o = Gravedad especifica del petrleo. o = Densidad del petrleo crudo, lb/pie3. w = Densidad del agua, lb/pie3.

5.131o

141.5

Aunque la densidad y la gravedad especfica son ampliamente usadas en la industria petrolera, la gravedad API es la preferida en mediciones de gravedad. Esta medida de gravedad es precisamente referida a la gravedad especfica mediante la siguiente expresin:

API =

Ec. 2.2

Las gravedades especficas de los petrleos crudos estn usualmente en un rango de 47API para los petrleos ms livianos, hasta 10API para los ms pesados, como los asfaltos. 2.2.1.1. Correlaciones para el clculo de la densidad. Existen varios mtodos confiables que estn disponibles en la literatura para la determinacin de la densidad de una mezcla. En base a los parmetros del fluido y la composicin disponible:

Para Petrleos Saturados:

Correlacin de Standing:

175.15.0

460)-T(25.1ogRs0.0001470.972

gRs0.0136o62.4 ob

+

+

+=

Ec. 2.3

Donde: T = Temperatura, R o = Gravedad especfica del petrleo en tanque

Correlacin de Ahmed:

En el 1985 Ahmed desarroll la siguiente ecuacin para la estimacin de la densidad del petrleo a condiciones estndar basado en el clculo del peso molecular aparente de las interpretaciones disponible de PVT, en los sistemas de hidrocarburos. Expresando el peso molecular aparente con la siguiente Relacin:

19


o*376.350MW*Rs*0.0026537MW*o*350.376MW*g*Rs*0.0763

MWaST

STST

++= Ec. 2.4

MWa = Peso Molecular Aparente del Petrleo. MWst = Peso Molecular a condiciones de tanque y puede tomarse como el peso Molecular del c7+ heptano superior. o = Gravedad especfica del petrleo en tanque o la fraccin del c7+.

++

+=

STMW71432.1995.615oRs*0.0026537

o*350.376g*Rs*0.0763 ob

Ec. 2.5

Si el peso molecular a condiciones de tanque no est disponible, la densidad del petrleo a condiciones estndar puede ser estimada con la siguiente ecuacin:

491.3*4893.2Rs*0.0026537o*350.376g*Rs*0.0763 sc ++

+=o

Ec. 2.6

Ejemplo No 2.1. Usando los mtodos anteriores determinar la densidad del petrleo para las

siguientes condiciones: Pb = 4000 Psi, Tr = 180 o F,API = 50, Rs = 650 Pc/Bbl, g = 0.7 SGo = 141.5/(131.5+50) = 0.7796

Mtodo de Standing.

pclb92.39

)180(25.1779.07.0*6500.0001470.972

0.7*650*0.01360.779*62.4 ob 175.15.0 =

+

+

+=

Mtodo de Ahmed

pclb8.42

491.3779.0*4893.2650*0.00265370.779*350.3760.7*650*0.0763 sc =++

+=

A esta densidad debe ser corregida por la compresibilidad del petrleo, y por la expansin isotrmica. Cuyo resultado es de 40.7 lb/pc

Para Petrleos Sub saturados:

Correlacin de Vasquez-Beggs:

=PbPLnAEXPob o Ec. 2.7

Donde: ( )API12.61gs1,180-460) - (T17.2Rs5143310 A o-5 +++= Ec. 2.8

Correlacin de Ahmed: ( ) ( )( )[ ]PbaEXPPaEXP = BEXPob o Ec. 2.9 Donde:

20


( )0025999.0588893.4 += RsB 00018473.0=a

1

El ejemplo 2.1 para petrleo sub. Saturados

Correlacin de Vasquez-Beggs:

( )-5 0.47175 =+++= 50*12.617.0*1,180-460) - (64017.2650*5143310 A =

=

40005000Ln0.47175EXP*39.92 o 44.35 lb/pc

Co

00018473.0= ( ) 1 =

rrelacin de Ahmed: a

1592.0650*0025999.0588893.4 +=B( ) ( )( )[ ]4000*00018473.0*00018473.00.1592-EXP*39.92 o 5000 = EXPEXP

.2.2. Viscosidad del petrleo

Por lo general, la viscosidad de los lquidos se incrementa al aumentar la presin, esto nicamente por efect

Todos los cambios que se producen en la viscosidad del petrleo tanto a las condiciones de superficie como a

= 40.43 lb/pc

2

o de compresin del lquido. La viscosidad disminuye cuando se incrementa la temperatura.

las condiciones de reservorio, debern ser considerados. Como el petrleo en el reservorio se encuentra a una presin y temperatura mucho mayor que en la superficie; el petrleo tendr una cantidad de gas en solucin ms grande.

Fig. 2.1 viscosidad del petrleo vs. Presin.

l efecto del gas disuelto es el de disminuir la viscosidad del petrleo, pero el incremento en la presin

E

incrementar la viscosidad del mismo; la magnitud de este efecto es tal, que los resultados pueden ser atribuidos solamente al contenido de gas en solucin; cuando existe una cantidad apreciable de gas en solucin en el petrleo produce un cambio total en la viscosidad del petrleo, siendo este muy notable; claro que si no vara la cantidad de gas en solucin, es porque no hay variacin en la presin del reservorio, entonces no habr cambio en la viscosidad debido al gas en solucin por encima de la presin de saturacin del petrleo; pero por debajo de la misma un incremento en la viscosidad resultar de una disminucin de la presin. Ver las siguientes figuras:

21


La viscosidad del petrleo se determina en laboratorio o tambin mediante correlaciones construidas conociendo solamente la gravedad API y la temperatura de reservorio, figuras 2.2, y 2.3.

Fig. 2.2 Viscosidad vs. Temperatura.

Fig. 2.3 Viscosidad vs. Gravedad Especifica. 2.2.2.1. Correlaciones para el clculo de la viscosidad

Para Petrleo Muerto:

Correlacin de Beal: Beal desarroll una correlacin para determinar la viscosidad del petrleo muerto como una

funcin de la temperatura y la gravedad API.

22


a

4.53o

7

260Tr360

API101.80.32od

+= Ec. 2.10

Donde:

+= API8.330.43 o10 a

od = Viscosidad del petrleo muerto medido a 14.7 psia. y temperatura de Reservorio, cp T = Temperatura, R.

Correlacin Beggs-Robinson:

Ecuacin emprica desarrollada en (1975) en base a 460 muestras las cuales dio una expresin matemtica que mostramos a continuacin:

Ec. 2.11 110od X =

Donde: 1.163460)(TYX =

Z10Y = API0.020233.0324Z o=

Correlacin de Glasso:

Propuso una correlacin matemtica generalizada cuya ecuacin es la siguiente:

( ) ( )[ ]a3.44410 APILog460T103.141od = Ec. 2.12

Donde:

( )[ ] 447.36460313.=a TLog10 Para Petrleos Saturados:

Correlacin Chew-Connally:

Present una correlacin que ajusta el petrleo muerto de acuerdo a la solubilidad del gas a la

presin de saturacin. Ec. 2.13 ba od10ob =

Donde: ( )47 107.4Rs102.2Rsa = edc 10

0.062100.25

100.68b ++=

Rs108.62c 5 = Rs101.1d 3 =

Rs1074.3e 3 = od = Viscosidad del petrleo muerto medido a 14.7 psia y temperatura del reservorio, cp ob = Viscosidad del petrleo a el punto de burbuja en cp.

23


Esta correlacin es usada para los siguientes rangos:

Presin: 132-5645 psia Temperatura: 72-292 F Solubilidad del Gas: 51-3544 Pcs/Bf

Viscosidad del Petrleo Muerto: 0.377-50 cp

Correlacin Beggs-Robinson:

En 1975 propusieron una correlacin emprica, para la estimacin de la viscosidad de petrleos saturados

( )bodaob = Ec. 2.14 Donde:

( ) 515.0100715.10 += Rsa ( ) 338.015044.5 += Rsb

Esta correlacin es usada para los siguientes rangos:

Presin: 132-5265 psia. Temperatura: 72-295 F. Solubilidad del Gas: 20-2070 scf/Bf.

API = 16-58.

Para Petrleos Bajo saturados:

Para las presiones superiores al punto de burbuja los datos de viscosidad solamente estn referidos a la presin de burbuja no as a la presin de reservorio. Pero con los avances obtenidos podemos calcular y extrapolar la viscosidad a cualquier presin de un reservorio bajo saturado.

Correlacin de Beal:

( ) ( )56.01.6 038.0024.0pb-p0.001 ob obobo ++= Ec. 2.15 Donde: o = Viscosidad del petrleo bajo saturado

Correlacin de Khan:

En 1987 Khan desarroll la ecuacin para determinar la viscosidad para petrleo bajo saturado, en base a 1503 experimentos, reportando un error relativo de un 2%. ( )[ ]pbpExpobo = 5106.9 Ec. 2.16

Correlacin de Vasquez-Beggs: m

Ec. 2.17

a

bPPobo

=

Pm 10**6.2 187.1= 55 *10*9.3 = Pa

24


Rangos: Presin psi : 141-9.515 Rs Pc//Bbl : 9.3-2.199 Viscosidad cp : 0.117-148 Gravedad gas : 0.511-1.351 API : 15.3-59.5

Ejemplo No 2. 2. Se desea determinar las viscosidades del petrleo muerto, saturado y sub saturado

orrelacin Petrleo Muerto.

orrelacin de Beal:

mediante las correlaciones presentadas, los datos de la prueba obtenido son: Pr= 3000 psi, API=30, SGg=0.75, Tr=200 oF(660 o R), Rs=350 Pc/Bbl, SGo=0.876.

C C

== + 300.4310 a 8.33

5.101 =

+= 4.53

7

260660360

30101.80.32od

5.1011

2.33 cp

-Correlacin Beggs-Robinson

2.4255 0.561 2.4255 cp 2.4255 266.38

= 3(38.266X 0.561

orrelacin de Glaso:

( )[ ]

== 30*0.020233.0324Z == 110od

== 10Y = 1.16460)660

-C a == 447.36460660313.10 Log -12.716

( ) ( )[ ]-12.30 == 7163.44410 Log460660103.141od 2.618 cp

Petrleo turados:

orrelacin Chew-Connally:

s sa C

( ) == 7 7.4350*10*350 4102.2a 0.0105 =++= 13.093.850.3017 101010b 0.0620.250.68 0.339 == 3 3.85

17 339.00.0105 1.3822 cp

Correlaci eggs-Robinson:

0.4608

350*101.1d== 350*108.62c 5 0.30 == 42.210ob== 350*1074.3e 3 13.09

n B

( )+= 515.0100350715.10a = ( ) 6658.0 0.8299 cp ( ) 338.0 0.66

Petrleos Bajo saturados:

orrelacin de Beal: ( )

== 42.24608.0ob=+= 15035044.5b 58

C ( )=+ 56.01.61 1.47 cp

- Correlacin de Khan:

+= 0.00 1.3822 o 3822.1*038.03822.1*024.01890-3000

25


( )[ ]= .93822.1 Expo = 18903000106 5 1.53 cp

Factor Volumtrico del petrleo

Los volmenes del petrleo que se manejan en un reservorio sufren cambios considerables debidos principal

2.2.3.

mente a la presencia del gas disuelto. Estos cambios se contemplan mediante el factor de volumen de petrleo que se define como el Volumen de petrleo en el reservorio ma su gas disuelto, entre el volumen de petrleo medido a las condiciones de superficie dado de la forma siguiente:

CS

CRO PetVol

B.

GasVolVolPet ..+=

Ec.2.19

El diagrama de la presin vs. el factor volumtrico nos muestra un comportamiento tpico de un reservorio de petrleo si la Pi>Pb el factor volumtrico se incrementa al decrecer la presin debido a la expansin del petrleo. Si la presin es reducida por debajo de la presin de burbuja Pb, el volumen de petrleo y el factor volumtrico decrecen con el gas en solucin liberado. Cuando la presin es reducida a la presin atmosfrica, el factor volumtrico es igual a uno.

Fig. 2.4 Factor Volumtrico del Petrleo vs Presin

Analizando la figura 2.4 se puede observar que el factor volumtrico del petrleo siempre tiene

2.2.3.1.- Correlaciones para el clculo del Factor Volumtrico del Petrleo

ara Petrleos Saturados:


valores mayores que la unidad; esto se debe a que el petrleo al pasar de las condiciones de reservorio a la atmosfrica se contrae, por la liberacin del gas disuelto como resultado de la disminucin de la presin. Tambin se ve que arriba de la presin de saturacin, donde todo el gas est disuelto, el factor de volumen sufre una disminucin al aumentar la presin, debido a la compresibilidad del petrleo. El factor volumtrico monofsico del petrleo puede calcularse empleando la correlacin de Standing. Si se conoce el gas en solucin, la gravedad del mismo, la gravedad API del petrleo y la temperatura del reservorio. Tambin se puede usar algunas correlaciones recomendadas por Standings o Lassarters siendo estas dadas por:

P -

( )5.0 460-T25.1ogRs0.000120.9759 Bo

+

+=

Donde:

2.1

Ec. 2.20

T = Temperatura, R ca del petrleo

lucin

o = Gravedad especfi

g = Gravedad especfica del gas en so

26


- Correlacin de Glaso:

A Ec. 2.21

Donde:

Bo 101+=

( ) ( )[ ]2BobLogBobLog + 27683.091329.258511.6A = ( )460968.0 +

= T

ogRsBob

Beggs:

526.0

-Correlacin de Vasquez and

Desarrollada en 1980 determinando Bo en funcin de Rs, g, o y la temperatura, la correlacin propue o la

sta fue basada de 6000 medidas a diferentes presiones, utilizando tcnica de regresin encontrandsiguiente ecuacin:

( )Sgs

RCCAPI 32S 520)-(TC1R1.0 Bo +

++= Ec. 2.22

Donde: T = Temperatura, R

ilidad Pcs/Bbls

os valores de los coeficientes C1, C2 y C3 estn en tabla inferior:

oeficiente API< = 30 API>30 0

Reportan un error de 4.7 % para la correlacin propuesta

ara Petrleos Bajo saturados:

Con el incremento de la presin por encima de la presin de burbuja, el factor volumtrico del petrleo decr

Rs = Relacin de Solub gs = Gravedad especfica del gas. L C

C1 0.0004677 0.000467C2 0.00001751 0.0000110 C3 -0.00000001811 0.000000001337 do

P

ece debido a la comprensin, por lo tanto el factor volumtrico por encima de esta presin es ajustada isotrmicamente con el coeficiente de compresibilidad, como lo describimos a continuacin:

PB1 O Co = OB

Ec. 2.23

Cuya correlacin puede ser arreglada e integrada de la siguiente manera:

opb

O B 1dp C- =

OBob Bica y desarrollando la integral ten

p Bo

Ec. 2.24

Evaluando a la presin promedia aritmt emos: ( ))P-C(P-EXP B B bobo = Ec.2.25 Donde:

Bo =Factor volumtrico del petrleo a la presin de inters (Bbls/STB).

-

Bob =Factor volumtrico del petrleo al punto de burbuja (Bbls/STB). P =Presin de inters (psi).

Pb = Presin de burbuja (psi).

27


- Correlacin de Vasquez Beggs

=PbPLnA-EXP Bob Bo Ec.2.26

Donde: [ ]10 A = API12.61gs1180-460) - (T17.2Rs51433 o-5 +++

- Correlacin de Ahmeds ( ) ( )( )[ ]ob baPexpapEXPDEXP B Bo Ec.2.27 ] 1

jemplo 2.3.Con los mismos datos del ejemplo 2.2 determinar los factores volumtricos para las distintas

etrleos Saturados:


=[ S0.0025999R4.588893 D += 0.00018473- a =

Ecorrelaciones presentadas tanto para petrleos saturados y sub-saturados: P -

( ) =

+

+=

5.0

460-66025.1876.075.03500.000120.9759 Bo

-Correlacin de Glaso:

2.1

1.221 Bbl/Bf

f =+= 7195.0101Bo 1.190 Bbl/B( )[ ] =290. -0.7( ) += 51527683.09.51591329.258511.6 LogLogA 195

( ) =+

= 460660968.0876.075.0350Bob

de Vasquez and Beggs:

526.0

515.90

-Correlacin

( ) = 350*10000000181.000001751.0

75.030520)-(660 1.226 Bbl/Bf

Petrleos Bajo saturados

orrelacion de Vasquez Beggs

++= 350*0004677.01.0 Bo

C

=

=18903000Ln0.3250EXP 1.226 Bo 1.055 Bbl/Bf

[ ]-5 =0.3250 orrelacion de Ahmeds

( )

30*12.610.75*1180-460) - (66017.2350*5143310 A +++= C

( )( )[ ]1890*00018473.0exp3000*0.0001873-EXP0.1818EXP*1.226 Bo = =1.255 Bbl/Bf ]1350*0.0025999 0.1818 [= 4.588893 D =+ 0.00018473- a =

28


2.2.4. Compresibilidad del petrleo

El volumen del petrleo sufre cambios cuando existe gas en solucin debido a los efectos de presin

y tempe

Cuando se aplica presin al sistema de fluidos del reservorio por encima del punto de saturacin que contiene

a compresibilidad del petrleo se define como el cambio en volumen por unidad volumtrica por cambio

ratura que se producen en el fluido permitiendo la expansin del mismo. Siendo esto producto del factor volumtrico del petrleo, Considerando despreciable la variacin compresiva del agua por el poco efecto que tiene respecto a la presin y temperatura.

gas en solucin, se produce una disminucin no lineal en el volumen que depende de la temperatura y composicin del fluido.

L

unitario de presin, tal es as:

dPdBo

BoCo *= 1 Ec. 2.28

Como dPdB

es una pendiente negativa el signo negativo convierte la compresibilidad, en positiva. Los

valo

O

res de Bo y dPdB

son diferentes para cada nueva presin, la compresibilidad vara segn la presin, va

aumentando a m e la presin disminuye.

La ecuacin 2.28 puede ser solucionada usando las correlaciones de Trubes.

onde: Co = - Cpr

Oedida qu

D

= Presin pseudo crtica o reducida.

Donde: Tpr = T/Tpc temperatura pseudo reducida

Y Tpc y c pueden ser obtenidas de las siguientes ecuaciones:

Tpc = 169 + 314 * SG Ec. 2.29

Donde: Tpc = Temperatura pseudo critica.

2.2. 1.-Correlaciones para el clculo de la Compresibilidad del Petrleo:

Ppc Tal que:

Ppc Cpr = Compresibilidad pseud

Ppc = Presin pseudo crtica Ppr = P/Ppc presin reducida Pp

Ppc = 708.75 57.5 * SG Ec.2.30

T = Temperatura conocida. P = Presin conocida.

4.Petrleos Bajo saturados

( )Pb-PoboLn

Co

= Ec..2.31

29


- Correlacin de Vasquez-Beggs: ( )

P10Co 5

API12.61gs1180460T17.2Rs51433

+++ Ec.2.32

Petrle:

=os Saturados:

- Correlacin de Ahmed

( )P)EXP(a

gRsaoa

460-T25.1ogRsaa

Co 354

5.0

21

+

+

+

=

Donde:

175.1

Ec. 2.33

= 1.026638

jemplo 2.4 con los mismos datos del ejemplo 2.1 determinar las compresibilidades para reservorios

etrleos Bajo saturados

a1a2 = 0.0001553a3 = -0.0001847272a4 = 62400 a5 = 13.6

Esaturados y sub saturados: P

( ) =

=

4000-39.9244.35Ln

Co 0.000105235 psi-1

Petrleos Saturados: 5000

( )=

+

+

+

= 5000)*18447EXP(-0.0007.0*650*6.1377.0*62400

460-64025.177.07.0650*0001553.0026638.1

Co

5.0

1.1*10-5

175.1

2.2.5. Relacin de solubilidad del gas en el petrleo

a relacin de solubilidad definida como la cantidad de gas disuelto por unidad de volumen lquido, a cualqu

Lier condicin de presin y temperatura del reservorio cuando ambos volmenes se miden en la

superficie; depender fundamentalmente del tipo de fluido que contiene el reservorio y del mtodo de laboratorio seguido para obtenerla y es expresada de la siguiente forma:

CsdePetroleoVolCsltoaTrdeGasDisueVol Pr,,.=RS . Ec. 2.34

na muestra dada, a la temperatura del reservorio, se comporta con la presin en la forma siguiente. U

30


Figura 2.5 Relacin de solubilidad vs Presin Analizando el comportamiento grfico podemos concluir que al aumentar la presin de saturacin,

aumenta la cantidad de gas en solucin, hasta incorporarse completamente a la fase lquida. Para cualquier presin, por encima de la presin de saturacin, la cantidad de gas en solucin se mantendr constante.

2.2.5.1.-Correlaciones para el clculo de la Solubilidad del Gas en Petrleo

- Correlacin de Standing:

2048.1460)-(T0.00091-API0125.0 o104.1

2.18Pg Rs

+= Ec. 2.35

Donde: T = Temperatura, R P = Presin del sistema, psia - Correlacin de Glaso:

( )2255.1

172.0

989.0

460

= PbTAPIgRs Ec. 2.36

Donde:

( )( )[ ]5.03093.31811.148869.210 PLogPb =

2.2.6. Presin de Burbuja

La presin de burbuja Pb en un sistema de hidrocarburos, esta definida como la mayor presin a la

que se libera la primera burbuja de gas del petrleo. Esta importante propiedad puede ser medida experimentalmente para un sistema de petrleo, realizando una prueba de expansin a composicin constante.

Debido a la ausencia de mediciones experimentales de la presin de burbuja, para un ingeniero es necesario hacer una estimacin de esta propiedad, a partir de la medicin de una serie de parmetros. Varias correlaciones grficas y matemticas han sido propuestas para la determinacin de Pb. Estas correlaciones estn basadas esencialmente a partir de la solubilidad del gas, gravedad del gas, gravedad del petrleo y temperatura: ( )TAPI,g,Rs,fPb =

31


2.2.6.1.- Correlaciones para el clculo de la Presin de Burbuja - Correlacin de Standing:

=

4.1

1010

gRs18.2 Pb

API0125.0

460)-T(00091.083.0

0 Ec. 2.37 Donde: Pb = Presin de burbuja, psia T = Temperatura del sistema, R - Correlacin de Glaso:

( ) ( ) ( )[ ]2*30218.0*174477669.1 pbLogpbLogPbLog += Donde:

CBA

APITg

Rspb = * Ec. 2.38 Rs = Solubilidad del gas T = Temperatura del sistema g = Gravedad especifica media los gases de la superficie totales. A = 0.816 B = 0.172 C = -0.989

2.2.7. Tensin Superficial

La tensin superficial esta definida como la fuerza ejercida en la capa lmite, entre la fase lquida y la fase vapor por unidad de longitud. Esta fuerza es originada por las diferencias entre las fuerzas moleculares en la fase vapor y esas fuerzas en la fase lquida, y tambin por el desequilibrio de estas fuerzas en la interfase. La tensin superficial es medida en un laboratorio y usualmente esta expresada en dinas por centmetro.

Sugden (1924) sugiri una relacin entre la tensin superficial de un lquido puro en equilibrio con su

vapor y densidad en ambas fases, la expresin matemtica es la siguiente:

( ) 4

=MW

P vlch Ec.2.39 Donde: = Es la tensin superficial. Pch= Es el parmetro de la temperatura independiente llamado parachor.

2.3. PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS EN TUBERIA. Los fluidos en tubera al igual que en el reservorio presentan ciertos cambios en sus propiedades debido a los efectos de presin y temperatura como as tambin en su composicin.

2.3.1. Densidad del petrleo Es una propiedad que tiene grandes efectos sobre el flujo de fluidos en el reservorio como en tubera.

Este factor ejerce una relacin entre la masa compuesta del fluido y su volumen tal es as que una columna de lquido se ve afectada por la gravedad de la densidad de su masa.

Cuando existe una variacin o incremento en la densidad del lquido se produce una disminucin

notable en la presin de cabeza o de surgencia. Petrleos cuya RGP estn por debajo de los 1100 pc/bbl se convierten en un serio problema para producirlos y no as los petrleos cuya RGP est entre los 1100 y 5600 pc/bbl.

32


2.3.2. Efecto de la densidad en tubera vertical

Las figuras 2.6 y 2.7 muestran el efecto de un cambio en la densidad en trminos de gravedad API

cuando la viscosidad es considerada constante a 1 cp. En la relacin que existe entre la densidad y la viscosidad, esta debe mantenerse constante y separar

el efecto de la densidad. Cuando el API se incrementa la presin fluyente disminuye a cualquier profundidad. Un petrleo

pesado es ms dificultoso producirlo que un petrleo liviano de 50API. Si el efecto de la viscosidad es incluido con el efecto de cambio de la densidad se produce una

pronunciada diferencia. Fig. 2.6 Fig. 2.7

2.3.3. Viscosidad del petrleo

La viscosidad y la densidad estn relacionadas, tal es as, que el efecto de densidad del petrleo se

tiene que aislar para m stante la viscosidad. Cuando existe una variacin de la viscosidad debido a los cambios de las conflujo de petrleo haciatemperatura en las ante

Sin embargo lfluidos tanto en el reviscosidad como un comportamiento de la v

2.3.4. Efecto de la visc

La figura 2.8

viscosidad del crudo. resultados se muestrannecesita una presin de

33 antener con

diciones del reservorio, y de las condiciones de tubera, se tiene un serio problema en el la superficie, y se puede observar variaciones de la viscosidad por efecto de presin y riores relaciones grficas. a viscosidad tambin es una propiedad muy importante que afecta al movimiento de los servorio como en la tubera, existen varios estudios propuestos que relacionan la efecto indisoluble de otros factores siendo necesario realizar un anlisis del iscosidad en el flujo de fluido.

osidad en la tubera vertical

muestra el efecto de la viscosidad. El API tambin se muestra a lo largo de la La prctica nos ensea la dificultad para producir crudos con altas viscosidades. Los en la figura 2.9 donde se puede ver la gran diferencia entre un crudo de 10Cp que surgencia de 1462 Psi comparado con uno de 500 Cp que necesita 2612 Psi.


Fig. 2..8 Fig. 2..9

2.3.5. Efecto de la viscosidad en la tubera horizontal

La figura 2.10 muestra la variacin en la gradiente de presin horizontal a 4000 ft. De tubera para

varios API el cual en su momento puede ser correlacionado con la viscosidad. La razn de esto es que generalmente los crudos son afectados por la t a producindose un enfriamiento en la lnea de superficie y haciendo a este ms viscoso. Por ejcada de presin de 215 Psi para una viscosidad duna viscosidad de 500 cp.

2.3.6. Compresibilidad del petrleo

La variacin del volumen de un fluido del cual est relacionado inversamente con el facecuacin 2.28. La presin y temperatura del petrliberndose gas debido in del mismencogimiento del petrle do al fluido d

34 emperatur

emplo, en la grfica 2.10 observamos que se produce una e 1Cp, comparada con una cada de presin de 400 Psi para

Fig. 2.10

entro de una tubera es debido al efecto de compresibilidad, tor volumtrico del petrleo como se puede observar en la leo que contiene gas en solucin dentro del reservorio varia, o fluido. Esta liberacin d lucin produce un

e monofsico a bifsico exist ses.

e gas en soiran dos faa la expanso convirtien


2.3.7. Tensin superficial del petrleo en la tubera

Esta definida como la razn de la fuerza superficial a la longitud a lo largo de la cual acta. La

tensin entre el petrleo y el gas depende de la gravedad del petrleo, de la temperatura y gas disuelto, adems de otras variables. La tensin superficial del petrleo se calcula mediante la siguiente ecuacin:

LFTo2

= Ec. 2.40

Cuando la fase liquida contiene agua y petrleo es usado otro factor para calcular la tensin superficial del lquido, siendo este la fraccin del petrleo y agua respectivamente, y se expresa:

FwBwFoBoTt ** += Ec. 2.41 Donde:

To = Esfuerzo de tensin de petrleo. Tt = Esfuerzo de tensin total. Fo = Fraccin de petrleo. Fw = Fraccin de agua o fuerza superficial del petrleo.

2.3.8. Efecto de la tensin superficial en tubera vertical

El efecto en la tensin superficial es muy cuestionable. Brill demostr por medios de clculos, que un incremento en la tensin superficial, producira un incremento en el gradiente de presin con otras variables constantes, ver Fig. 2.11 y 2.12.

Fig. 2.11 Fig. 2.12

2.3.9. Efecto de la tensin superficial en tubera horizontal.

El efecto de la tensin superficial es el mismo que para flujo vertical y no es claramente definido.

2.3.10. Efecto de la relacin de gas petrleo en tubera vertical.

Un incremento en la relacin causa una disminucin en la presin requerida en el fondo del pozo. Un

punto ideal es alcanzado, donde cualquier incremento en la relacin de solubilidad incrementar la presin de

35


surgencia del fondo del pozo. Este es el resultado de dos factores, el cambio de gradiente cerca de la superficie y el incremento de cada por friccin a lo largo de la tubera.

Esto es explicado por el hecho de que un incremento continuo de gas va a incrementar la velocidad produciendo un incremento de la friccin.

Fig. 2.13 Fig. 2.14

2.3.11. Efecto de la relacin de gas petrleo en tubera horizontal

Sobre las cadas de presin horizontal es mostrada en la Fig.2.15 para flujo vertical debe recordar que

un incremento en la relacin gas petrleo causa una disminucin en la presin hasta alcanzar el mnimo gradiente para ciertas condiciones establecidas.

Esto es debido al incremento de la gradiente esttica de descarga de gas, lo que causa un

decrecimiento de la presin horizontal. El efecto opuesto tomado para un punto de flujo horizontal, donde los fluidos no estn siendo elevados verticalmente, y por lo tanto el gas slo representa un fluido adicional que est moviendo en la lnea horizontal. Por ejemplo, una relacin gas lquido de 200 pc/bbl requiere 116 psi comparado a una relacin gas lquido de 1500 pc/bbl que requiere 330 psi. Viendo de esta manera que cuando la relacin gas petrleo se incrementa la presin tambin se incrementa.

Analizando las propiedades de los fluidos podemos encontrar la relacin directa que puede tener la permeabilidad sobre las propiedades de los fluidos del reservorio, siendo esta definida como la capacidad de flujo dentro del reservorio. Esta es normalmente calculada con datos de pruebas por mtodos propuestos as como Horner, etc., o de un ncleo o muestra a laboratorio, para ser analizado. La permeabilidad de un ncleo convencional est alrededor de 20 md, si un caso ste es inferior es a causa del efecto de trituramiento por efecto del impacto en la perforacin. Ahora si el ncleo es fracturado dentro de la pared del pozo la permeabilidad es mucho mayor a 20 md. La figura 2.16 est hecha sobre 5300 muestras de ncleos llevadas a laboratorio.

36


Fig. 2.15

Fig. 2.16

2.4 Propiedades fsicas del gas

El estudio de las propiedades del gas es muy importante tanto para la determinacin de reservas de petrleo como para pronosticar el funcionamiento del yacimiento. En este captulo se han considerado las propiedades del gas que intervienen en el balance de materiales y en la prediccin del comportamiento de los yacimientos de petrleo.

2.4.1 Factor de desviacin del gas (Z) 3

Cuando el gas se encuentra a presin y temperatura atmosfrica se comporta como un gas ideal, como el gas se encuentra a grandes profundidades la presin y la temperatura son elevadas y hacen que su comportamiento volumtrico sea diferente al de la superficie. Esta diferencia volumtrica puede corregirse mediante el factor de desviacin denominado factor de compresibilidad o sper compresibilidad (Z). En consecuencia el factor de desviacin del gas puede definirse como: la razn del volumen realmente ocupado por un gas a determinadas presin y temperatura al volumen que ocupara si fuese perfecto.

(3) CRAFF B. ; HAWKINS M. F. , Ingeniera Aplicada de Yacimientos Petrolferos,Traducida por Vsquez S. Hernando, 1 Edic., Madrid-Espaa, Edit. Tecnos, 1968, p. 36-38

37


i

r

VVZ = Ec..(2.42)

rV =volumen real de n moles de gas a presin y temperatura Vi=volumen ideal de n moles de gas a las mismas P y T Una desviacin tpica del gas en funcin a la presin y temperatura se la puede observar en la figura 2.17.

Presin Psia

1.0

FACTO

R D

E DES

VIACI

N D

EL G

AS

Z

Fig.2.17 Curva de desviacin del gas en funcin de la presin

2.4.1.1 Determinacin del factor de desviacin del gas 4

El factor de desviacin del gas se determina obteniendo muestras del gas en superficie, a estas muestras se las acondiciona a la presin y temperatura existente en el yacimiento para proceder a determinar la desviacin del gas con respecto a un gas ideal.

yacatmatm

atmatmyacyac

TVPTZVP

Z = Ec..(2.43)

Z = Desviacin del gas [adimensional]

yacP = Presin del yacimiento [psia]

yacV = Volumen del gas a condiciones del yacimiento [cm3]

atmZ = Desviacin del gas en condiciones atmosfricas [=1]

atmT = Temperatura a condiciones atmosfricas [R]

atmP = Presin a condiciones atmosfricas [psia]

atmV = Volumen del gas a condiciones atmosfricas [cm3]

yacT = Temperatura a condiciones de yacimiento [R] Otra manera de determinar la desviacin del gas en una forma prctica es a travs del uso de grficas y de correlaciones. El uso de correlaciones muestra ms presicin en los resultados pues las grficas son generadas por medio de correlaciones, adems que el uso de grficas implica variabilidad en la percepcin de valores. Una vez determinada la gravedad especfica del gas, la temperatura y presin del yacimiento se encuentran las temperaturas y presiones crticas.

38


Ec.(2.44) 2*1,117,51706 ggpc SGSGP = Ec.(2.45) 2*5,71330187 ggpc SGSGT +=

Luego se calcula la presin y temperatura seudo reducida respectivamente

cP

yacr p

pp

P= Ec.(2.46)

cP

yacpr T

TT = Ec.(2.47)

Existen muchas correlaciones para determinar la desviacin del gas, la ms utilizada es la presentada por Brill & Beggs (1974)

DPrpCBexp

A1AZ ++= Ec.(2.48) Donde:

101.0T36.0)92.0T(39.1A pr5.0

pr = ( ) ( ) 6pr1T92pr

prprpr p10

32.0p037.086.0T

066.0pT23.062.0Bpr +

+=

prTlog32.0132.0C = ( )2prpr T4182.0T49.03106.0logantiD += SGeg = Gravedad especfica del gas Ppc = Presin crtica del gas [psia] Ppr = Presin pseudoreducida del gas [adim] Pyac = Presin yacimiento [psia] Tpc = Temperatura crtica del gas [R] Tpr = Temperatura pseudoreducida del gas [adim] Tyac = Temperatura de yacimiento [R]

2.4.2 Factor volumtrico del gas (Bg) 5

El gas sometido a presin y temperatura del yacimiento tiene un determinado volumen, a medida que este volumen va llegando a la superficie, va cambiando pues las condiciones no son las mismas. Con el objeto de determinar este cambio de volumen se ha introducido el factor volumtrico del gas, y se lo define como: (4) ROSA J. Adalberto, Previsin de Comportamiento de Reservorios de Petrleo,1 Edic., Ro Janeiro- Brasil, Editorial Interciencia, 2002, p. 298-300

39


La relacin del volumen de gas en el yacimiento con respecto al volumen del mismo gas a condiciones de superficie. La variacin de factor volumtrico con respecto a la presin tiene una curva tpica como se la ilustra en la figura 2.18.

PiPresin Psia

FACTO

R V

OLU

MET

RIC

O G

AS

PC/P

CS

0.0

Fig.2.18 Curva Tpica del factor volumtrico de gas

2.4.2.1 Determinacin del factor volumtrico del gas 6

La relacin de volumen de gas a condiciones de yacimiento y superficie se expresa matemticamente:

atm

T,pg V

VB = Ec..(2.49)

De acuerdo con la ecuacin de estado de los gases reales Se despeja V ZnRTpV =

yac

yacyacyac p

TRnZV

= Ec..(2.50) A las condiciones normales esta misma masa de gas ocupa el volumen:

atm

atmatmatm p

TRnZV

= Ec.(2.51)

El factor volumtrico del gas reemplazando eq.(2.49) y (2.50) en la Ec.(2.51) es: (5) CRAFF B. ; HAWKINS M. F. : Obr. Cit., p. 43

40


atm

atmatm

yac

yacyac

g

pTRnZ

pTRnZ

B

= Ec..(2.52)

atm

yac

yacatmatm

atmyacyacg vol

volpTZpTZ

B L= Ec.(2.53)

gB = Factor volumtrico del gas [pie3yac/ pie3atm ] Z = Desviacin del gas [adimensional]

yacP = Presin del yacimiento [psia]

yacV = Volumen del gas a condiciones del yacimiento [pie3]

atmZ = Desviacin del gas en condiciones atmosfricas [=1]

atmT = Temperatura a condiciones atmosfricas [R]

atmP = Presin a condiciones atmosfricas [psia]

atmV = Volumen del gas a a condiciones atmosfricas [pie3]

yacT = Temperatura a condiciones de yacimiento [R] n = Nmero de moles R = Constante de Rankine 10,73

2.4.3 Viscosidad del gas (g) 7

La viscosidad de los gases ideales depende nicamente de la temperatura, al incrementarse sta, tambin incrementa la viscosidad, pero esto no ocurre con el gas del yacimiento, su viscosidad esta en funcin de la temperatura, presin y composicin. ( )ncomposici,T,Pf= , dado que a altas presiones como a bajas temperaturas tiende a comportarse como lquido.

2.4.3.1 Determinacin de la viscosidad del gas 8

La determinacin de esta propiedad del gas puede realizarse en laboratorio con muestras tomadas en la superficie, tambin existen correlaciones para estimar el valor de esta propiedad en forma ms sencilla. Con frecuencia se utiliza el trabajo realizado por Lee, Gonzlez y Eakin.

(6) AHMED Tarek, Hydrocarbon Phase Behavior 1 Edic., Houston-Texas, Edit. Gulf Pub. Co., 1989, p. 111-112

41


Presin Psia

VISC

OSI

DAD D

EL G

AS

CPS

0.0

Fig.2.19 Comportamiento de la viscosidad del gas en funcin de la presin

La viscosidad del gas puede ser obtenida por medio de:

( )Y4 XEXPK10 = Ec..(2.54) ( )

TM19209TM02,04,9K

5,1

+++= ; M01,0

T9865,3X ++= ; X2,04,2Y =

g = viscosidad del gas [cps] T = Temperatura [R] M = Peso molecular del gas = Densidad del gas [gr/cm3] (7) CRAFF B. ; HAWKINS M. F. : Obr. Cit., p. 334 (8) AHMED Tarek, : Obr. Cit., p. 120 Donde sus coeficientes son:

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Bibliografa:

Natural Gas Reservoir Engineering CHI-U. IKOKU Nov.1984. Ingeniera Aplicada de Yacimientos Petrolferos B. C. Craff y M. F. Hawkins, Jr, 1997 Engineering Data Book Gas Processors Suppliers Association, Volume 2, Tenth Edition,

1987 The Technology of artificial lift methods volume 4 Kermit E. Brown Properties of Petroleum Fluids WILLIAM D. MC. CAIN JR

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ANALISIS DE FLUIDO EN EL RESERVORIO 44

CAPITULO

III ANALISIS DEL FLUIDO EN EL RESERVORIO

3.1. ANALISIS DEL FLUIDO EN EL RESERVORIO

El estudio del comportamiento del fluido en el reservorio es muy importante para optimizar la produccin ya que el mecanismo de elevacin depende del comportamiento del fluido en el reservorio. Los reservorios pueden ser petrolferos y gasferos, pero nos abocaremos a los que son de nuestro inters para nuestro anlisis de acuerdo a su composicin y relacin gas petrleo, pero para tener un mejor concepto del comportamiento de fluido tendremos que explicar el diagrama de fases y sus concepto para poder clasificar el reservorio de acuerdo al anlisis PVT (relacin de Presin, Volumen y Temperatura).

Los reservorios de hidrocarburos son clasificados de acuerdo a:

La composicin de la mezcla de hidrocarburos en el reservorio. La presin y temperatura inicial del reservorio. La presin y temperatura de produccin en superficie.

El comportamiento termodinmico de una mezcla natural de hidrocarburos, puede ser utilizado para

propsitos de clasificacin, tomando como base del diagrama del comportamiento de las fases.

3.2.- Diagrama de Fases (Presin- Temperatura)

Un tpico diagrama de Temperatura y Presin es mostrado en la Figura 3.1. Estos diagramas son esencialmente utilizados para:

Clasificar los reservorios. Clasificar naturalmente los sistemas de hidrocarburos. Describir el comportamiento de fases del fluido.

La Figura 3.1 presenta los siguientes elementos: La curva llamada envolvente de fases, que resulta de

unir las curvas de punto de burbuja y punto de roco que muestra la mezcla para diferentes temperaturas; curvas que se unen en el punto denominado crtico. La envolvente de fases divide el diagrama en tres regiones, la primera llamada regin de lquidos, est situada fuera de la fase envolvente y a la izquierda de la isoterma crtica. La segunda llamada regin de gases, se encuentra fuera de la fase envolvente y esta a la derecha de la isoterma crtica; La tercera y ltima, encerrada por la fase envolvente, se conoce como regin de dos fases, en esta regin, se encuentran todas las combinaciones de temperatura y presin en que la mezcla de hidrocarburo puede permanecer en dos fases en equilibrio, existiendo dentro de ella, las llamadas curvas de calidad, que indican un porcentaje de total de hidrocarburo que se encuentra en estado lquido y gaseoso. Todas estas curvas inciden en un punto crtico. Se distinguen, adems, en el mismo diagrama, la cricondenterma y la cricondenbrica, las cuales son la temperatura y la presin mximas, respectivamente, que en la mezcla de hidrocarburos pueden permanecer en dos fases en equilibrioi. Para un mejor entendimiento de la Figura 3.1 se darn todas las definiciones y algunos conceptos bsicos asociados con el diagrama de fases.

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Figura 3.1 (Diagrama de fase (Presin Temperatura)) 3.2.1- Propiedades intensivas.- Denominados a aquellas que son independientes de la cantidad de materia

considerada como ser: la viscosidad, densidad, temperatura, etc. funcin principal de las propiedades fsicas de los lquidos.

3.2.2- Punto Crtico.- Es el estado a condicin de presin y temperatura para el cual las propiedades

intensivas de las fases lquidas y gaseosas son idnticas, donde cuya correspondencia es la presin y temperatura crtica.

3.2.3- Curva de Burbujeo (ebullicin).- Es el lugar geomtrico de los puntos, presin temperatura, para

los cuales se forma la primera burbuja de gas, al pasar de la fase lquida a la regin de dos fases, siendo este estado el equilibrio de un sistema compuesto de petrleo crudo y gas, en la cual el petrleo ocupa prcticamente todo el sistema excepto en una cantidad infinitesimal de gas.

El yacimiento de punto de burbujeo se considera cuando la temperatura normal est debajo de la temperatura crtica, ocurriendo tambin que a la bajada de la presin alcanzar el punto de burbujeo.

3.2.4- Curva de roco (condensacin).- Es el lugar geomtrico de los puntos, presin temperatura, en los

cuales se forma la primera gota de lquido, al pasar de la regin de vapor a la regin de las dos fases. El punto de roco es anlogo al punto de burbuja, siendo el estado en equilibrio de un sistema que est compuesto de petrleo y gas, lugar en la cual el gas ocupa prcticamente todo el sistema dando excepcin a cantidades infinitesimales de petrleo.

3.2.5- Regin de dos fases.- Es la regin comprendida entre las curvas de burbujeo y roco (cricondenbar y

cricondenterma). En esta regin coexisten en equilibrio, las fases lquida y gaseosa. 3.2.6- Cricondenbar.- Es la mxima presin a la cual pueden coexistir en equilibrio un lquido y su vapor. 3.2.7- Cricondenterma.- Es la mxima temperatura a la cual pueden coexistir en equilibrio un lquido y su

vapor. 3.2.8- Zona de Condensacin Retrgrada.- Es aquella cuya zona est comprendida entre los puntos de las

curvas cricondenbar y cricondenterma (punto crtico y punto de roco), y que a la reduccin de presin, a temperatura constante, ocurre una condensacin.

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3.2.9 Petrleo Saturado.- Es un lquido que se encuentra en equilibrio con su vapor (gas) a determinada presin y temperatura. La cantidad de lquido y vapor puede ser cualesquiera. En este sentido la presin de saturacin es la presin a la cual lquido y vapor estn en equilibrio. En al

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