wellflo basico ii
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Optimizacion de la Producción.HERNAN GARCIA F - Maracaibo, ZuliaTRANSCRIPT
1© 2006 Weatherford. All rights reserved.
Curso Básico WellFloDatos PVT
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El estudio del comportamiento del gas y el liquido en Yacimientos de Hidrocarburo es una función de: La presión, la composición y la Temperatura: Bo, Bg, Rs, Pbµo, µg.
IMPORTANCIA IMPORTANCIA PVTPVT
• Determinación de reservas de hidrocarburos.
• Simulación y estudio de Yacimientos.
• Diseño de Facilidades de Superficie.
Propiedades de FluidosPropiedades de Fluidos
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DefiniciDefinicióón de las Propiedadesn de las PropiedadesPetrPetróóleo Negro.leo Negro.
Rs
Bo
µο
ρο
PRESIÓNPb
SOLUBILIDAD DEL GAS EN EL PETRÓLEO:Son los PCN de gas que un barril normal de petróleo liberóo vaporizó desde las condiciones de P y T del yacimiento hasta las condiciones normales de P y T.
SOLUBILIDAD DEL GAS EN EL PETRÓLEO:Son los PCN de gas que un barril normal de petróleo liberóo vaporizó desde las condiciones de P y T del yacimiento hasta las condiciones normales de P y T.
FACTOR VOLUMÉTRICO DEL PETRÒLEO:Es el volumen en Bls, que un barril normal de petróleo mas su gas en solución, ocupan a las condiciones de P y T del yacimiento.
FACTOR VOLUMÉTRICO DEL PETRÒLEO:Es el volumen en Bls, que un barril normal de petróleo mas su gas en solución, ocupan a las condiciones de P y T del yacimiento.
VISCOSIDAD DEL PETRÒLEO:Es la resistencia al flujo que el petróleo ofrece a determinadas condiciones de P y T del yacimiento se mide en centipoise.
VISCOSIDAD DEL PETRÒLEO:Es la resistencia al flujo que el petróleo ofrece a determinadas condiciones de P y T del yacimiento se mide en centipoise.
DENSIDAD DEL PETRÒLEO:Es la masa por unidad de volumen que el petróleo posee a determinadas condiciones de P y T del yacimiento se mide en lbm/pie3.
DENSIDAD DEL PETRÒLEO:Es la masa por unidad de volumen que el petróleo posee a determinadas condiciones de P y T del yacimiento se mide en lbm/pie3.
Expansión
(-) Rs
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• MediciMedicióón en Laboratorio:n en Laboratorio:
− Muestra de Fondo.
− Muestra recombinada en superficie.
• EoSEoS con apropiadas calibracionescon apropiadas calibraciones.
• Correlaciones empCorrelaciones empííricasricas.
DeterminaciDeterminacióón de propiedades n de propiedades PVTPVT
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• Deben simular el proceso de liberación gas - petróleo desde el yacimiento hasta los separadores.
• Dos tipos de liberación ocurren:
* DIFERENCIAL.
* INSTANTÁNEA
AnAnáálisis PVTlisis PVT
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ConstantConstant VolumeVolume DepletionDepletion ((CVDCVD))LiberaciLiberacióón Diferencialn Diferencial
• Diseñado para aproximarse al proceso de depleción en
el Yacimiento
• Expansión a Volumen Constante.
• A cada presión, el vapor excedente a condiciones de
Volumen Saturado es retirado.
• Información Registrada: (VLi, VLRj, VGj, VGj-SC, VGTj-
SC, VGT-SC, VLRf, VLRf-SC).
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ConstantConstant VolumeVolume DepletionDepletion ((CVDCVD))LiberaciLiberacióón Diferencialn Diferencial
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LiberaciLiberacióón Diferencialn Diferencial
• Cantidad de gas en solución en función de la presión (Rs),
• Cambio del volumen de petróleo en función de la presión (Bo),
• Propiedades del gas liberado como composición, compresibilidad, gravedad especifica,
• Densidad del petróleo remanente en función de la presión.
InformaciInformacióón Obtenida:n Obtenida:
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ConstantConstant VolumeVolume DepletionDepletion ((CVDCVD))LiberaciLiberacióón Diferencialn Diferencial
SCLRf
SCGTjSCGTsdj V
VVR
−
−− −=
SC
L
SCLRf
LRjodj V
VVV
B ==−
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P3 P2 Pb Pi PRESIÓN
PUNTO DE BURBUJEO
Vo3
Vo2
Vt2Vt3
VOLU
MEN
Vb
Vi
VariaciVariacióón Presin Presióónn--Volumen durante la Volumen durante la liberaciliberacióón diferencialn diferencial
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ConstantConstant CompositionComposition ExpansionExpansion (CCE)(CCE)LiberaciLiberacióón Instantn Instantááneanea
• Presión de saturación (Burbuja, Rocío),
• Coeficiente de compresibilidad,
• Factor de compresibilidad del gas,
• Volumen total de hidrocarburos en función de la presión
• Expansión a Composición constante.
• A cada presión, el gas liberado permanece en contacto
con el liquido en la cámara
Información Obtenida:
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ConstantConstant CompositionComposition ExpansionExpansion (CCE)(CCE)LiberaciLiberacióón Instantn Instantááneanea
PETRÓLEO
p1 p2 p =p3 b p4 p5 p6
V1
V5V6
V4
V2 V3PETRÓLEO
PETRÓLEO
PETRÓLEO
PETRÓLEO
PETRÓLEO
> > >>
GAS GASGAS
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ConstantConstant CompositionComposition ExpansionExpansion (CCE)(CCE)LiberaciLiberacióón Instantn Instantááneanea
Satl VVV =Re
)1/(*)()(−
−=
Satabs VVPPPsatY
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p6
V6
V5
V4
V3V2 V1
p3 p2 p1 PRESIÓN
PUNTO DE BURBUJEO
VO
LUM
EN
TOT A
L
VariaciVariacióón Presin Presióónn--Volumen durante la Volumen durante la
LiberaciLiberacióón Instantn Instantáánea (CCE)nea (CCE)
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Prueba de SeparadorPrueba de Separador
• Determina los cambios en el comportamiento Volumétrico del fluido al pasar por Separadores y Tanques de Almacenamiento.
• La información obtenida es determinada a condición de Presión de Burbuja.
Información Obtenida:
• Condición Optima de separación (presión de Separación)• Parámetros a condición de Burbujeo (Bobf, Rsbf)• Corregir parámetros de Prueba de Liberación Diferencial.
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Prueba de SeparadorPrueba de Separador
TanqueSep RGPRGPRsfb +=
17© 2006 Weatherford. All rights reserved.
40.0
39.0
Gra
veda
dAP
Ide
lpet
róle
o
1.54
1.52
1.50
1.48
1.46
Fact
orva
lum
étric
ode
lpet
róle
o,BY
/BN 800
700
600 Rel
ació
nG
as-P
etró
leo
enso
luci
ón,P
CN
/BN
°API
Presión del Separador, Lpcm
Prueba de SeparadorPrueba de Separador
Comportamiento se Presión de Separación con API y Factor Volumétrico
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PreparaciPreparacióón de Data n de Data PVTPVT
La información proveniente de las diferentes Pruebas PVT, debe pasar por un proceso de verificación de consistencia de los resultados:
-- Chequeo de temperatura de la prueba.
-- Chequeo de condiciones de recombinación.
-- Prueba de densidad.
-- Prueba de linealidad de la función “Y”.
-- Prueba de balance de materiales.
-- Prueba de la desigualdad
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CCáálculo de lculo de PVTPVT CombinadoCombinado.
• La liberación de gas en el yacimiento se aproxima más al tipo diferencial, pero al llegar el petróleo a los separadores ocurre una liberación instantánea.
• Desde el yacimiento hasta el tanque ocurren dos procesos de liberación, por efecto de las condiciones de separación.
PreparaciPreparacióón de Data n de Data PVTPVT
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CCáálculo de lculo de PVTPVT CombinadoCombinado.
• Ajuste de Rs de Prueba diferencial a condiciones de Separador.
• Ajuste de Bo de Prueba diferencial a condiciones de Separador.
PreparaciPreparacióón de Data n de Data PVTPVT
RsbfRsc =
BobfVsatVBoc *)/(=
)/(* RsbdRsbfRsdRsc =
)/(* BobdBobfBodBoc =
P > P > PbPb
P P ≤≤ PbPb
P > P > PbPb
P P ≤≤ PbPb
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Carga y AnCarga y Anáálisis lisis PVTPVT
WellFlo permite modelar 4 tipos diferentes de Fluido:WellFlo permite modelar 4 tipos diferentes de Fluido:•• BlackBlack Oil (Crudo Negro).Oil (Crudo Negro).•• DryDry Gas (Gas (GasGas Seco).Seco).•• CondensateCondensate (Condensado).(Condensado).•• VolatileVolatile Oil (PetrOil (Petróóleo Volleo Voláátil).til).
Crudo Negro y Gas Seco son modelados por Correlaciones. PetrCrudo Negro y Gas Seco son modelados por Correlaciones. Petróóleo leo VolVoláátil y Gas Condensado por medio de til y Gas Condensado por medio de PseudoPseudo Ecuaciones de Ecuaciones de Estado.Estado.
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• La selección del tipo de Fluido se hace según la RGP y API.
– Black Oil: GOR < 2,000 scf/day ; API < 40– Volatil Oil 2,000 < GOR < 200,000 scf/day ; API > 45– Gas Condensate 5 <CGR< 500 STB/MMSCF ; API 40-45
• Las parámetros de fluido cambian según el tipo de fluido seleccionado.
Carga y AnCarga y Anáálisis lisis PVTPVT
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ParParáámetros Fluidometros Fluido
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DatosT: 297 F
RGP: 1000 scf/stb.
%AyS: 10.
API: 27.4.
Ggas: 0.7
Salinidad Agua: 6000 ppm.
Pb: 3763 Psi.
Rsi: 902 SCF/STB
Ejemplo 2: Carga y Ajuste de Datos Ejemplo 2: Carga y Ajuste de Datos PVTPVTPetrPetróóleo Negroleo Negro
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Carga y AnCarga y Anáálisis PVTlisis PVT
P (psi) Bo (Bls/StBls) P (psi) z P (psi) Uoil (cp)0 1.106 0 1 0 1.991
725 1.257 725 0.925 725 1.0021450 1.344 1450 0.865 1450 0.7472030 1.4 2030 0.836 2030 0.6292610 1.462 2610 0.837 2610 0.543190 1.528 3190 0.902 3190 0.4813763 1.598 3763 0.4393983 1.592 5100 0.484347 1.584 6000 0.5075069 1.569 P (psi) Bg (cf/scf) 8000 0.5686525 1.544 725 0.029 9500 0.6137975 1.525 1450 0.0135 10937 0.6579425 1.509 2030 0.0089
10937 1.496 2610 0.00683190 0.006
P (psi) Rs (scf/stb)0 0 P (psi) Ugas (cp)
725 131 0 0.00951450 337 725 0.01392030 468 1450 0.01582610 619 2030 0.01713190 763 2610 0.01843763 902 3190 0.0196
Datos PVT Combinado
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• Lo primero que se debe definir son las Propiedades PVTcorregidas por separador (flash), para el siguiente ejercicio, la prueba diferencial ha sido corregida a condiciones Flash.
• Seguidamente, se carga API, SG gas, Salinidad (opcional).
Carga y AnCarga y Anáálisis lisis PVTPVTPetrPetróóleo Negroleo Negro
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• La selección de las Correlaciones para ajustar PVT Petróleo Negro, se hace considerando el rango de aplicación de cada una de estas. Una vez filtradas, la Correlación que mejor represente el comportamiento de los valores observados serála utilizada.
Carga y AnCarga y Anáálisis lisis PVTPVTPetrPetróóleo Negroleo Negro
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• Para ajustar PVT Petróleo Negro se tienen dos. opciones:
1.)1.) Fijando PresiFijando Presióón de Burbuja n de Burbuja PbPb.- Anchored- Free
2.)2.) Fijando Gas en SoluciFijando Gas en Solucióón n RsRs.- Anchored- Free
Carga y AnCarga y Anáálisis lisis PVTPVTPetrPetróóleo Negroleo Negro
• Del Rango de aplicación de cada correlación, sugiere el ensayo con: GlasoGlaso, , StandingStanding y y VasquezVasquez BeggsBeggs
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Fijando Fijando PbPb ““AnchoredAnchored””
1.)1.) Fijando PresiFijando Presióón de Burbuja n de Burbuja PbPb.
• Es siempre la opción Inicial para ajustar PVT.• Se tienen dos formas de ajuste “Anchored” y “Free”
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1.)1.) Fijando PresiFijando Presióón de Burbuja n de Burbuja PbPb.
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• Al fijar Pb y ajustar de modo “Anchored”, el ajuste forzará: Rs = 0 a condiciones std PyT y la Pb es forzada a Rs= 0 Pb = Pstd
Fijando Fijando PbPb ““AnchoredAnchored””
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1.)1.) Fijando PresiFijando Presióón de Burbuja n de Burbuja PbPb.
• La siguiente variable a ajustar es RsRs• El rango de presiones se considera según Pyac a condiciones actuales
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Fijando Fijando PbPb ““AnchoredAnchored””
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Fijando Fijando PbPb ““AnchoredAnchored””
33© 2006 Weatherford. All rights reserved.
1.)1.) Fijando PresiFijando Presióón de Burbuja n de Burbuja PbPb.
• La siguiente variable a ajustar es BoBo
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Fijando Fijando PbPb ““AnchoredAnchored””
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Fijando Fijando PbPb ““AnchoredAnchored””
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1.)1.) Fijando PresiFijando Presióón de Burbuja n de Burbuja PbPb.
• Ensayando con Glaso se obtuvo los
siguientes resultados “Match”
• Rs Match: 0.7359
• Bo Match: 0.45019
• Ensaye con las otras dos correlaciones
y compute los resultados “Match”
Fijando Fijando PbPb ““AnchoredAnchored””
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1.)1.) Fijando PresiFijando Presióón de Burbuja n de Burbuja PbPb.
• Al fijar Pb y ajustar de modo “Free”, no va a existir restricción en Rs y Pb a condiciones std. Genera mejor Match, pero se debe verificar los cálculos Rsacondiciones std en Check.
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Fijando Fijando PbPb ““FreeFree””
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1.)1.) Fijando PresiFijando Presióón de Burbuja n de Burbuja PbPb.
• Al igual que el Modo “anchored” se continua con el ajuste del Rs.
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Fijando Fijando PbPb ““FreeFree””
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Fijando Fijando PbPb ““FreeFree””
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• La siguiente variable a ajustar es BoBo
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1.)1.) Fijando PresiFijando Presióón de Burbuja n de Burbuja PbPb.
Fijando Fijando PbPb ““FreeFree””
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Fijando Fijando PbPb ““FreeFree””
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Fijando Fijando PbPb ““FreeFree””
1.)1.) Fijando PresiFijando Presióón de Burbuja n de Burbuja PbPb.
• Ensayando con Glaso (Free) se obtuvo los siguientes resultados “Match”
• Rs Match: 0.8088
• Bo Match: 0.69964
• Observe en Check, que el valor de Rs a P: 0 LPc 14.7 Lpca es igual a 121 SCF/STB, el cual se aleja de cero
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1.)1.) Fijando Gas en SoluciFijando Gas en Solucióón n RsRs.
• Se debe resetear primero el ajuste en Match Property – Bubble PtPressure.
• Una vez reseteado el ajuste, se selecciona Match Property –Solution GOR
Fijando Gas en SoluciFijando Gas en Solucióón (n (RsRs))
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Fijando Fijando RsRs ““AnchoredAnchored””
1.)1.) Fijando Gas en SoluciFijando Gas en Solucióón n RsRs.
• Una vez indicado calculate – Best fit, aparecerá una ventana que permite el ajuste simultaneo del Rs considerando el valor observado de Pb, dando un peso mediante el uso de un Factor.
• Este Factor varia de 0.01 – 1000, donde valores cercanos a 0.01 indican que el ajuste al Rs No ponderará al valor de Pbespecificado; mientras factor cercano a 1000 ajustará el Rsbuscando ajustar a su vez, tanto como sea posible, el valor observado de Pb
44© 2006 Weatherford. All rights reserved.
1.)1.) Fijando Gas en SoluciFijando Gas en Solucióón n RsRs.
• El procedimiento sugiere ajustar primero Rs: Calculate – Best fit
Fijando Fijando RsRs ““AnchoredAnchored””
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45© 2006 Weatherford. All rights reserved.
Fijando Fijando RsRs ““AnchoredAnchored””
46© 2006 Weatherford. All rights reserved.
Fijando Fijando RsRs ““AnchoredAnchored””
1.)1.) Fijando Gas en SoluciFijando Gas en Solucióón n RsRs.
• La siguiente propiedad a ajustar es la PbPb. Tomando en cuenta el Factor de ponderación en 500.
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47© 2006 Weatherford. All rights reserved.
1.)1.) Fijando Gas en SoluciFijando Gas en Solucióón n RsRs.
• Finalmente, se ajusta BoBo
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Fijando Fijando RsRs ““AnchoredAnchored””
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Fijando Fijando RsRs ““AnchoredAnchored””
49© 2006 Weatherford. All rights reserved.
Fijando Fijando RsRs ““AnchoredAnchored””
1.)1.) Fijando Gas en SoluciFijando Gas en Solucióón n RsRs.
• Ensayando con Glaso se obtuvo los
siguientes resultados “Match”
• Rs Match: 0.8306
• Pb: 3762.91 Match: 1
• Bo Match: 0.5227
• Ensaye con las otras dos correlaciones
y compute los resultados “Match”
50© 2006 Weatherford. All rights reserved.
Fijando Fijando RsRs ““FreeFree””
1.)1.) Fijando Gas en SoluciFijando Gas en Solucióón n RsRs.
• Al fijar Rs y ajustar de modo “Free”, no va a existir restricción en Rs y Pb a condiciones std. Generará mejor Match, pero se debe verificar los cálculos Rs acondiciones std en Check.
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51© 2006 Weatherford. All rights reserved.
Fijando Fijando RsRs ““FreeFree””
52© 2006 Weatherford. All rights reserved.
Fijando Fijando RsRs ““FreeFree””
1.)1.) Fijando Gas en SoluciFijando Gas en Solucióón n RsRs.
• Se verifica resultados de PbPb.
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53© 2006 Weatherford. All rights reserved.
Fijando Fijando RsRs ““FreeFree””
1.)1.) Fijando Gas en SoluciFijando Gas en Solucióón n RsRs.
• Finalmente, se ajusta BoBo.
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54© 2006 Weatherford. All rights reserved.
Fijando Fijando RsRs ““FreeFree””
55© 2006 Weatherford. All rights reserved.
Fijando Fijando RsRs ““FreeFree””
1.)1.) Fijando Gas en SoluciFijando Gas en Solucióón n RsRs.
• Ensayando con Glaso (Free) se obtuvo los siguientes resultados “Match”
• Rs Match: 0.8687
• Bo Match: 0.6226
• Observe en Check, que el valor de Rs a P: 0 LPc 14.7 Lpca es igual a 43 SCF/STB, el cual se aleja de cero
Ensaye con las otras dos correlaciones
56© 2006 Weatherford. All rights reserved.
Correlacion PVT Match Rs Match Bo Match Pb Match Rs Match Bo Match Pb Rs SCF/STB @ P STD
Glaso 0.7351 0.4502 1 0.8088 0.6996 1 122
Standing 0.8859 0.6836 1 0.7472 0.9450 1 147
Vasquez - Beggs 0.9402 0.9094 1 0.5379 0.7566 1 194
Anchored Free
Fijando Presion Burbuja Pb
Correlacion PVT Match Rs Match Bo Match Pb Match Rs Match Bo Match Pb Rs SCF/STB @ P STD
Glaso 0.8306 0.5227 0.9998 0.8687 0.6226 1.0000 43
Standing 0.8596 0.6882 0.9998 0.9119 0.7562 0.9999 44
Vasquez - Beggs 0.9405 0.9093 1.0000 0.9417 0.9048 1.0000 4
Anchored Free
Fijando Gas en Solucion Rs
SelecciSeleccióón de Correlacin de Correlacióón n PbPb, , RsRs, , BoBo
• La correlación que mejor representa el comportamiento de las Propiedades Pb, Rs y Bo es Vasquez – Beggs por el modo “Anchored”fijando Pb, sin embargo, el Modo “Free” fijando Rs genera un buen Match cumpliendo con un Rs cercano a cero a condiciones estándar.
Mejores ajustes
57© 2006 Weatherford. All rights reserved.
• Para continuar con el ajuste de propiedades, seleccione la correlación de Vasquez – Beggs – resetee el ajuste en Match Property – Solution Gor.
• Luego ajuste fijando Pb modo “Anchored”
SelecciSeleccióón de Correlacin de Correlacióón n PbPb, , RsRs, , BoBo
58© 2006 Weatherford. All rights reserved.
CorrelaciCorrelacióón n PbPb, , RsRs, , BoBo
59© 2006 Weatherford. All rights reserved.
Ajuste viscosidad PetrAjuste viscosidad Petróóleo leo UoUo
• Para ajustar la viscosidad del petróleo es necesario que se haya seleccionado y ajustado la correlación que define el comportamiento de las Propiedades Pb, Rs y Bo.
• Ensaye con las correlaciones de: Beal + Chew et al y Beggs et al.
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60© 2006 Weatherford. All rights reserved.
Ajuste viscosidad PetrAjuste viscosidad Petróóleo leo UoUo
61© 2006 Weatherford. All rights reserved.
Ajuste viscosidad Gas Ajuste viscosidad Gas UgUg
• Una vez seleccionada y ajustada la correlación que mejor define el comportamiento de la viscosidad del petróleo, se selecciona y ajusta la correlación para la viscosidad del gas.
• Ensaye con las correlaciones de: Carr y Lee.
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62© 2006 Weatherford. All rights reserved.
• Una vez realizado el ajuste y selección de las correlaciones para
cada una de las propiedades, WellFlo permite la facilidad de
Guardar los ajustes realizados para luego importarlos a un pozo
del mismo yacimiento en un análisis posterior.
• Este procedimiento se realiza por Data Preparation – Transfer
Reservoir Data – Save Fluid Properties.
Carga y AnCarga y Anáálisis PVTlisis PVT
63© 2006 Weatherford. All rights reserved.
Para Cargarlo en un nuevo análisis:Data Preparation – Transfer Reservoir Data – Load Fluid Properties.
Carga y AnCarga y Anáálisis PVTlisis PVT
64© 2006 Weatherford. All rights reserved.
En la Ventana de parámetros de los fluidos, se tiene la opción “Check”, que permite verificar valores de las propiedades de los fluidos a una Presión y Temperatura dada.
Carga y AnCarga y Anáálisis PVTlisis PVT
65© 2006 Weatherford. All rights reserved.
Ej. 3: Carga y AnEj. 3: Carga y Anáálisis lisis PVTPVT CombinadoCombinado
• Se tiene un estudio de laboratorio realizado a una muestra de fluido del Yacimiento X, el cual muestra los resultados de la Liberación Diferencial de gas en pies cúbicos normales /barril residual de liquido, además de la Prueba de separador en etapa simple a 4 diferentes presiones.
Nombre Yacimiento YACIMIENTO XPresión Yacimiento inicial (Lpc) 4301RGP producción original (PC/BBl) 990Tasa de producción (Choke 1/2) bbpd 2158API 34.1Datum (ft) 10300Capa de Gas Inicial (-)
Características de Formación
Elevación (ft) 32'Profundidad Total (ft) 11632'Profundidad Completación (ft) 10884Tubing / Profundidad 2 7/8" @ 10478'Índice de Productividad (bbd/psi) 5.73Satus pozo Fluyendo%AyS 0
Profundidad de Muestra (ft) 10400'Presion de muestra (lpc) 4269Temperatura muestra (F) 215
Características del Pozo
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VaporizaciVaporizacióón Diferencialn Diferencial
Presion V/Vsat Rsd Bod5000 0.9817 1180 1.6544600 11804500 0.989 1180 1.6664300 11804100 0.9954 1180 1.6774000 0.9969 1180 1.6793900 0.9986 1180 1.6823817 1 1180 1.6843805 1.00083790 1.00193775 1.0033760 1.00413535 1.02233455 1045 1.61334003200 1.05673135 938 1.56230002840 1.10732785 823 1.5052600
Prueba Diferencial
26002500 1.17432385 705 1.4522002105 1.28912000 599 1.39818001765 1.4411670 514 1.3621415 1.692314001315 427 1.3231125 2.04261000940 335 1.279900 2.4842670 275 1.252665 3.2958600525 4.1751325 180 1.201200130 111 1.1610 0 1.071
Presion V/Vsat Rsd Bod5000 0 9817 1180 1 654
Prueba Diferencial
API Residual: 32.4 @ 60 F
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Presion Densidad gms/cc Gravedad Gas Factor Z
3817 0.65453455 0.6681 0.841 0.8613135 0.678 0.814 0.8452785 0.6903 0.788 0.8382385 0.7029 0.769 0.8362000 0.715 0.761 0.8411670 0.7253 0.764 0.8521315 0.7356 0.775 0.87940 0.7483 0.796 0.896670 0.7571 0.826 0.92325 0.7717 0.927 0.958130 0.783 1.123 0.9810 0.8049 1.973 (-)
Depleción diferencial a 215 F Gas
VaporizaciVaporizacióón Diferencialn DiferencialPrueba SeparadorPrueba Separador
Presión Separador (lpc)
Temp Separador (F)
RGP Separador RGP Tanque API Tanque @
60 F Factor Merma Bofb Grav. Esp Gas
0 100 1187 0 33.7 0.5917 1.69 0.914360 100 1026 41 35.1 0.6273 1.594 0.823
100 100 963 68 35.4 0.6386 1.566 0.7901150 100 931 103 35.4 0.6377 1.568 0.7654
Rsfb
Prueba de Separador
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RsbfRsc = BobfVsatVBoc *)/(=
)/(*)( BobdBobfRsdRsbdRsbfRsc −−= )/(* BobdBobfBodBoc =
P > P > PbPb
P P ≤≤ PbPb
MMéétodo Itodo I
PVTPVT CombinadoCombinado
RsbfRsc = BobfVsatVBoc *)/(=
)/(* RsbdRsbfRsdRsc = )/(* BobdBobfBodBoc =
P > P > PbPb
P P ≤≤ PbPb
MMéétodo todo IIII
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• Lo primero que se debe definir es: De la Prueba de Separador se ubica la Presión de Separador a la cual se obtiene la mejor calidad de Crudo.
PVTPVT CombinadoCombinado
Presión Separador (lpc)
Temp Separador (F)
RGP Separador RGP Tanque API Tanque @
60 F Factor Merma Bofb Grav. Esp Gas
0 100 1187 0 33.7 0.5917 1.69 0.914360 100 1026 41 35.1 0.6273 1.594 0.823
100 100 963 68 35.4 0.6386 1.566 0.7901150 100 931 103 35.4 0.6377 1.568 0.7654
Rsfb
Prueba de Separador
• Las mejor Presión de Separador es 100 Lpc. De alli se obtiene los valores:
TanqueSepsbf RGPRGPR +=STBscfRsbf /1031=
STBBYBobf /566.1=
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• Para la corrección de los datos Rsd y Bod utilizaremos las formulas del Método II. Apoyándose en Excel se editan las formulas:
•• Corrigiendo Corrigiendo RsdRsd
PVTPVT CombinadoCombinado
RsbfRsc =
)/(* RsbdRsbfRsdRsc =
P > P > PbPb
P P ≤≤ PbPb
Presion Rsc5000 10314500 10314100 10314000 10313900 10313817 10313455 9133135 8202785 7192385 6162000 5231670 4491315 373940 293670 240325 157130 97
0 0
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Corrigiendo Corrigiendo BodBod
PVTPVT CombinadoCombinado
BobfVsatVBoc *)/(=
)/(* BobdBobfBodBoc =
P > P > PbPb
P P ≤≤ PbPb
Presion Boc5000 1.53734500 1.54884100 1.55884000 1.56113900 1.56383817 1.56603455 1.50003135 1.45252785 1.39952385 1.34842000 1.30001670 1.26661315 1.2303940 1.1894670 1.1643325 1.1168130 1.0796
0 0.9960
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PVTPVT CombinadoCombinado
• Para el ajuste de las propiedades obtenidas en WellFlo seleccione 6 valores de presión con sus correspondientes propiedades de fluido corregidas considerando que la Pyacactual es de 2700 Lpc.
Presion Rsc Boc5000 1031 1.53734500 1031 1.54884100 1031 1.55884000 1031 1.56113900 1031 1.56383817 1031 1.56603455 913 1.50003135 820 1.45252785 719 1.39952385 616 1.34842000 523 1.30001670 449 1.26661315 373 1.2303940 293 1.1894670 240 1.1643325 157 1.1168130 97 1.0796
0 0 0.9960
1
23
4
5
6
API= 35.4
SG = 0.7901
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1.) El Gas en soluci1.) El Gas en solucióón remanente a condiciones de yacimiento que sern remanente a condiciones de yacimiento que seráá
liberado a condiciones Flash es la diferencia entre el liberado a condiciones Flash es la diferencia entre el RsRs original y el original y el
diferencial de gas liberado corregido por la reduccidiferencial de gas liberado corregido por la reduccióón del fluido en el n del fluido en el
Yacimiento.Yacimiento.
ImplicitamenteImplicitamente,,
ConsiderandosConsiderandos del Mdel Méétodo comtodo comúún de n de correccicorreccióón A condiciones de Separadorn A condiciones de Separador
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2.) La relaci2.) La relacióón entre el Factor Volumn entre el Factor Voluméétrico obtenido de la prueba de trico obtenido de la prueba de
liberaciliberacióón Flash y el de la prueba de liberacin Flash y el de la prueba de liberacióón diferencial se n diferencial se
mantiene constante en todo el rango de presiones.mantiene constante en todo el rango de presiones.
ConsiderandosConsiderandos de Mde Méétodo comtodo comúún de n de correccicorreccióón A condiciones de Separadorn A condiciones de Separador
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1.) A bajas presiones, la relaci1.) A bajas presiones, la relacióón gasn gas-- petrpetróóleo en solucileo en solucióón extrapolada n extrapolada
da valores negativos. Lo cual es inaceptable y fda valores negativos. Lo cual es inaceptable y fíísicamente es sicamente es
inconsistente. Una afirmaciinconsistente. Una afirmacióón verdadera sern verdadera seríía que a que RsRs >= 0. Esto es >= 0. Esto es
debido a que se ignora el ajuste que se debe realizar a las debido a que se ignora el ajuste que se debe realizar a las
densidades relativas del Gas y el petrdensidades relativas del Gas y el petróóleo. El gas liberado durante leo. El gas liberado durante
la liberacila liberacióón diferencial tiene una densidad relativa la cual n diferencial tiene una densidad relativa la cual
incrementa al disminuir la presiincrementa al disminuir la presióón. La densidad relativa del petrn. La densidad relativa del petróóleo leo
flash es diferente a la diferencial.flash es diferente a la diferencial.
2.) Cuando las propiedades del fluido son corregida, los valores2.) Cuando las propiedades del fluido son corregida, los valores
utilizados de densidad relativa a utilizados de densidad relativa a PbPb en la liberacien la liberacióón diferencial y n diferencial y
instantinstantáánea no fueron ajustadas.nea no fueron ajustadas.
Desventajas de MDesventajas de Méétodo comtodo comúún de n de correccicorreccióón A condiciones de Separadorn A condiciones de Separador
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Nuevo MNuevo Méétodo de correccitodo de correccióónn..
El nuevo mEl nuevo méétodo ajusta la data obtenida de la prueba de liberacitodo ajusta la data obtenida de la prueba de liberacióón n
diferencial a condiciones de separador, bajo las siguientes diferencial a condiciones de separador, bajo las siguientes
asunciones:asunciones:
1.) Todos los par1.) Todos los paráámetros de la liberacimetros de la liberacióón diferencial a condiciones n diferencial a condiciones PbPb
son corregidos a los obtenidos en la liberacison corregidos a los obtenidos en la liberacióón instantn instantáánea a nea a
condiciones de condiciones de PbPb, donde los par, donde los paráámetros considerados incluyen metros considerados incluyen RsRs, ,
Factor volumFactor voluméétrico, densidades relativas del petrtrico, densidades relativas del petróóleo y gas.leo y gas.
2.) Todos los par2.) Todos los paráámetros obtenidos en la liberacimetros obtenidos en la liberacióón diferencial, a n diferencial, a
presipresióón atmosfn atmosféérica, no requieren de correccirica, no requieren de correccióón, dado que se n, dado que se
considera una liberaciconsidera una liberacióón Flash.n Flash.
3.) Las propiedades ajustadas entre la 3.) Las propiedades ajustadas entre la PbPb y y PactPact son ajustados de son ajustados de
manera proporcional.manera proporcional.
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•• El ajuste de la propiedad El ajuste de la propiedad RsRs a presiones por debajo de a presiones por debajo de PbPb es la es la
siguiente:siguiente:
•• El ajuste del Factor VolumEl ajuste del Factor Voluméétrico obtenido de la liberacitrico obtenido de la liberacióón diferencial n diferencial
a presiones por debajo de a presiones por debajo de PbPb es el siguiente:es el siguiente:
Nuevo MNuevo Méétodo de correccitodo de correccióón A condiciones de n A condiciones de SeparadorSeparador
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• Para realizar la validación del Rs y Bo a condiciones de
Separador o recombinado, nos apoyaremos en Excel.
• Los resultados de la prueba diferencial son tabulados en
Excel y con las siguientes formulas procedemos a la
validación:
PVTPVT CombinadoCombinado
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Ejercicio. CorrecciEjercicio. Correccióón de prueba diferencialn de prueba diferencial
Temp: 215 F
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Carga y AnCarga y Anáálisis lisis PVTPVTCondensadoCondensado
Psia Liquid Dropout
Procio 68376613 0.826105 2.925090 7.183930 11.022625 13.15
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Carga y AnCarga y Anáálisis lisis PVTPVT CondensadoCondensado
Datos Datos PVTPVT de de PrePre--ProducciProduccióón :n :•• Escoja Fluid Escoja Fluid TypeType como como CondensateCondensate y proceda con Fluid y proceda con Fluid ParametersParameters......Prueba de SeparadorPrueba de Separador
•• Gravedades StockGravedades Stock--TankTank (gas y aceite): [0.689,0.789](gas y aceite): [0.689,0.789]•• RelaciRelacióón condensado gas (n condensado gas (CGRCGR): [103.6 ): [103.6 stbstb//MMscfMMscf]]Constante Constante ComposicionalComposicional de Expanside Expansióónn
•• P de rocP de rocíío: 6837 o: 6837 psipsi•• Goteo del LGoteo del Lííquido (Condensado)quido (Condensado)•• Viscosidad del Condensado (Raramente Medido)Viscosidad del Condensado (Raramente Medido)
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Carga y AnCarga y Anáálisis lisis PVTPVT CondensadoCondensado
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Ajuste Propiedades del Condensado : Ajuste Propiedades del Condensado : PdePde rociorocio
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•• Note:Note:
── TyacTyac = 250.0 F= 250.0 F
── CGRCGR = 103.6 = 103.6 stbstb//MMscfMMscf [[PrePre--ProducciProduccióón]n]
── ProcProcííoo = 6837 = 6837 psiapsia
•• TambiTambiéén, Ajuste los parn, Ajuste los paráámetrosmetros
−− CalculateCalculate => => PdewPdew = 4966 = 4966 psiapsia
•• Best Best FitFit restituye el ajuste de restituye el ajuste de PdewPdew
−− Ajuste de un solo parAjuste de un solo paráámetro [1.22571]metro [1.22571]
−− 4 Iteraciones4 Iteraciones
−− Cambie Match Cambie Match PropertyProperty a a LiquidLiquid DropoutDropout [flecha hacia abajo][flecha hacia abajo]
Ajuste Propiedades del Condensado : Ajuste Propiedades del Condensado : PdePde rociorocio
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Ajuste Propiedades del Condensado : Ajuste Propiedades del Condensado : SliqSliq
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−− NoteNote−− TyacTyac = 250.0 F= 250.0 F−− CGR = 103.6 CGR = 103.6 stb/MMscfstb/MMscf
−− CalculateCalculate−− Model Model ajustadoajustado a a PdewPdew solamentesolamente−− GoteoGoteo muymuy alto (dropout) =>alto (dropout) =>
−− BestBest--FitFit−− ModificaModifica loslos trestres parparáámetrosmetros ajustadosajustados−− 10 10 IteracionesIteraciones =>=>
−− ModeloModelo ajustadoajustado
Ajuste Propiedades del Condensado : Ajuste Propiedades del Condensado : SliqSliq
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Ajuste Propiedades del Condensado : Ajuste Propiedades del Condensado : SliqSliq