REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA FACULTAD DE INGENIERIA DIVISIÓN DE ESTUDIOS PARA GRADUADOS PROGRAMA DE POSTGRADO DE INGENIERIA DE GAS METODOLOGIA PARA LA VALIDACIÓN DE PRUEBAS PVT COMPOSICIONAL EN YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO Trabajo de Grado presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia Para optar al Grado Académico de MAGÍSTER SCIENTIARUM EN INGENIERÍA DE GAS Autor: Ing. Tamara Elena Dávila Mármol Tutor: Prof. Jorge Barrientos Maracaibo, abril 2015
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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA
FACULTAD DE INGENIERIA DIVISIÓN DE ESTUDIOS PARA GRADUADOS
PROGRAMA DE POSTGRADO DE INGENIERIA DE GAS
METODOLOGIA PARA LA VALIDACIÓN DE PRUEBAS PVT COMPOSICIONAL EN YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO
Trabajo de Grado presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia
Para optar al Grado Académico de
MAGÍSTER SCIENTIARUM EN INGENIERÍA DE GAS
Autor: Ing. Tamara Elena Dávila Mármol
Tutor: Prof. Jorge Barrientos
Maracaibo, abril 2015
Dávila Mármol, Tamara Elena. Metodología para la validación de pruebas PVT composicional en yacimientos de gas condensado (2015) Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Venezuela. 112 p. Tutor: Ing. Jorge Barrientos, M.Sc.
RESUMEN Los estudios PVT se llevan a cabo con el propósito de caracterizar los fluidos que hay dentro del yacimiento, son una herramienta de gran ayuda para estimar el comportamiento que experimentan las propiedades físicas y químicas de los fluidos, permiten simular en el laboratorio el agotamiento de presión y los tipos de separación gas-líquido que ocurren durante la producción desde el yacimiento hasta la superficie. El experimento básico de PVT para fluidos de gas condensado y petróleo volátil, es el experimento de agotamiento a volumen constante (CVD), diseñado para proporcionar datos volumétricos y de composición, de yacimientos que producen por agotamiento de la presión. El objetivo principal de este trabajo consiste en el diseño de una metodología para la validación de pruebas PVT composicional en yacimientos de gas condensado y el procedimiento de validación sirve para corregir las principales inconsistencias, específicamente en las constantes de equilibrio proveniente de las pruebas CVD. Es un trabajo del tipo descriptivo-explicativo, el diseño de la investigación es documental-bibliográfica, se realizó en 3 fases empezando desde los tópicos y esquematización de la metodología, pasando por la búsqueda, recopilación y análisis de la información para finalizar en la determinación de la metodología que mejor se ajusta a gas condensado y el en desarrollo de una hoja de cálculo en Microsoft Excel donde se programaran las ecuaciones involucradas. De las mezclas de hidrocarburos analizadas, se presenta un ejemplo de un gas condensado, donde se observa que se pueden corregir pruebas PVT composicionales previo a un proceso de simulación de yacimiento. Palabras clave: PVT composicional, relaciones de equilibrio, Microsoft Excel E-mail del autor: [email protected]
Dávila Mármol, Tamara Elena. Methodology for validation of tests compositional PVT in gas condensate reservoirs (2015) Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Venezuela. 115 p. Tutor: Ing. Jorge Barrientos, M.Sc.
ABSTRACT The PVT studies are carried out in order to characterize the fluids in the reservoir, they are a helpful tool to predict the behavior they experience the physical and chemical properties of fluids, this consist in simulate in the laboratory depletion pressure and type of gas-liquid separation occurring during production from the reservoir to the surface. PVT experiment basic for compositional fluid, gas condensate, volatile oil, the experiment is constant volume depletion (CVD), designed to provide volumetric data and composition of fields producing by pressure depletion. The main objective of this work is to design a methodology for the validation of compositional PVT test in gas condensate reservoirs and the validation procedure is to correct the major inconsistencies, specifically from equilibrium ratios of CVD tests. It is a work of descriptive-explanatory type, the research design is documentary-bibliographical, was conducted in 3 phases starting from the topics and outlining the methodology, including the search, collection and analysis of information to end in determining methodology best suited to this type of fluid and developing a spreadsheet in Microsoft Excel where the equations involved were scheduled. Of the hydrocarbon mixtures analyzed, an example of a condensed gas is presented, where it is observed which testing compositional PVT can be corrected before reservoir simulation process Keywords: PVT compositional, equilibrium ratios, Microsoft Excel Author’s e-mail: [email protected]
DEDICATORIA
A Dios, Padre que con su amor ha iluminado mi camino y me ha dado seguridad,
paciencia y serenidad pero sobre todo fortaleza y un el espíritu de lucha para poder
alcanzar mis metas.
A mis Padres y Abuelos, quienes me enseñaron la importancia que tiene el estudio
para los hombres de bien, mostrándome el verdadero valor de las cosas.
A Joel y Milena ya que ambos son un gran tesoro que Dios me ha dado, son fuente de
inspiración y motivación para siempre salir adelante y los amo inmensamente.
A La Universidad del Zulia, por acogerme en su seno y formarme como profesional.
Tamara Elena Dávila Mármol
AGRADECIMIENTO
A Dios, por su gracia, por su sabiduría, por guiar cada paso en mi vida y permitirme
alcanzar todas las metas que me he propuesto conforme a su voluntad.
A mis padres por su apoyo, por su amor incondicional y por estar siempre a mi lado en
todos los pasos importantes de mi vida.
A esposo Joel por estar siempre conmigo tanto en los buenos momentos como en los
momentos difíciles, por ser ese pilar fundamental en mi vida.
A mi hermosa hija Milena quien con su luz ha iluminado mi vida y hace mi camino más
claro.
A mi tutor, Ing. Jorge Barrientos, por orientarme durante la elaboración de esta
investigación, por sus consejos acertados y su disposición en todo momento.
A mis amigas de postgrado, Carla y Delia por acompañarme en esta tarea tan ardua y
a colaborar conmigo en todo momento.
¡A todos mil gracias!
Tamara Elena Dávila Mármol
TABLA DE CONTENIDO RESUMEN ...................................................................................................................... 3
INDICE DE FIGURAS Figura Página 1 Diagrama de fases generalizada donde se indica el comportamiento
retrógrado en las mezclas de hidrocarburos. 24
2 Diagrama de fases P-T de un fluido de yacimiento 28
3 Yacimientos de gas condensado rico 31
4 Yacimientos de gas condensado pobre 31
5 Condensación del líquido producido por un gas rico y un gas pobre 32
6 Expansión a composición constante para gas condensado 37
7 Comportamiento del volumen en función de la presión para gas condensado 38
8 Comportamiento del líquido condensado en función de la presión (gas condensado) 38
9 Agotamiento a volumen constante para gas condensado 40
10 Variación de la función f con respecto a V 53
11 Esquema de la recombinación matemática de los datos de separador 61
12 Esquematización de la prueba CVD entre las presiones Pj y Pj-1 (Pj-1 >Procío) 68
13 Constantes de equilibrio versus presión para un gas condensado [7] 74
14 Factor de compresibilidad bifásico versus presión para un gas condensado [7] 76
15 Composición del gas versus presión para un gas condensado [7] 77
16 Gráfico de Hoffman – Crump para un gas condensado [7] 79
17 Constantes de equilibrio calculadas con los datos originales de PVT para el gas condensado B 89
18 Criterio de Hoffman – Crump para validación de las constantes de equilibrio (Ki), todos los componentes, gas condensado B 90
19 Criterio de Hoffman – Crump para validación de las constantes de equilibrio (Ki), solo los componentes hidrocarburos, gas condensado B 90
20 Comparación de los diferentes métodos de corrección y selección de la opción más adecuada 91
21 Grafica generada para corregir los valores de Ki. 93
22 Constantes de equilibrio corregidas para el gas condensado B 96
23 Gráfico de Hoffman – Crump corregido para el gas condensado B 97
24 Moles por etapa de expansión versus la presión 100
25 Masa por etapa de expansión versus la presión 100
26 Densidad del gas y del condensado 101
27 Volumen ocupado del gas y del condensado 101
28 Gráfica comparativa de la composición del líquido (Xi) generada a partir de Microsoft Excel con la obtenida en el programa PVTi, gas condensado B 106
29 Gráfica comparativa de la constante de equilibrio generada a partir de Microsoft Excel con la obtenida en el programa PVTi, gas condensado B 107
30 Gráfica comparativa entre Hoffman – Crump generado a partir de Microsoft Excel con el obtenido en el programa PVTi, gas condensado B 108
INDICE DE TABLAS Tabla Página 31 Composiciones Típicas de mezclas provenientes de yacimientos de
hidrocarburos [12] 27
32 Parámetros m1 según Stryjek y Vera para Compuestos Puros [6] 51
33 Constantes para la ecuación de Riazi Daubert 56
34 Orden de los componentes según las constantes de equilibrio 75
35 Propiedades físicas de sustancias puras [11] 79
36 Resultados de la recombinación matemática para la muestra del gas condensado B 86
37 Datos preliminares usados en el balance molar 87
38 Composición del líquido (Xi) por etapa de agotamiento 87
39 Constantes de equilibrio (Ki) por etapa de agotamiento 88
40 Cálculos finales por etapa de agotamiento 88
41 Corrección de las constantes de equilibrio (primera etapa de presión) 93
42 Valores de Ki corregidos a 7260lpc 94
43 Calculo de moles de gas a la presión de 7260lpc, para gas condensado B 95
44 Diferencia entre la composición original y la corregida para el gas condensado B 98
45 Gráficos generados por la prueba de validación Balance composicional 99
46 Comparación entre la composición del líquido (Xi) generada a partir de Microsoft Excel con la obtenida en el programa PVTi, gas condensado B 103
47 Comparación entre la constante de equilibrio generada a partir de Microsoft Excel con la obtenida en el programa PVTi, gas condensado B 104
48 Comparación entre los valores de Hoffman – Crump generados a partir de Microsoft Excel con los obtenidos en el programa PVTi, pozo SLE-71 105
INTRODUCCIÓN
El gas natural, es uno de los recursos energéticos de mayor importancia a escala
mundial por ser un combustible amigable con el medio ambiente y por ser una fuente de
energía de bajo costo; es por ello que se ha convertido en una necesidad para muchos
países del mundo, aplicar técnicas de avanzada para las áreas de explotación,
producción y procesamiento de dicho hidrocarburo.
El procesamiento del gas natural involucra problemas de baja, mediana y alta
complejidad. Los cuales han motivado a realizar una alta diversidad de estudios de
carácter teórico y experimental. Tal complejidad se debe a la alta gama de
composiciones y condiciones físicas (Presión y temperatura) del fluido presente en los
procesamientos, lo que a menudo, no permite generalizar el estudio e interpretación de
los fenómenos termodinámicos involucrados.
Los experimentos de PVT para gas condensado y petróleo volátil, constan de pruebas
de liberación instantánea (CCE), de liberación diferencial (CVD) y el análisis del
separador.
El experimento de agotamiento a volumen constante (CVD) está diseñado para
proporcionar datos volumétricos y de composición, de yacimientos que producen por
agotamiento de la presión. El número de yacimientos de composición variable se ha
incrementado considerablemente durante las últimas décadas. Estos yacimientos se
encuentran a menudo a temperaturas cercanas a la temperatura crítica de la mezcla de
hidrocarburos que contienen. Estos fluidos se caracterizan por tener cantidades
considerables de hidrocarburos intermedios (C2-C6).
La temperatura y la composición de estos fluidos son las razones para la obtención de
grandes condensaciones retrógradas de los gases y altas concentraciones de petróleo
en volúmenes de líquidos.
Lo más sofisticado en las técnicas de predicción para estos yacimientos que presentan
variaciones composicionales, revela la necesidad de un procedimiento que sea capaz
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de determinar las constantes de equilibrio Ki, capaz de reproducir el comportamiento
observado de las muestras de fluido en el laboratorio.
Esta metodología presenta una serie de secciones para la validación (comprobación de
consistencia o calidad) de los resultados de PVT composicional. En el presente trabajo
se describirán cada una de ella resaltando la metodología empleada para cada prueba
de validación así como los soportes de la misma.
El objetivo principal de este trabajo consiste en el diseño de una metodología para la
validación de pruebas PVT composicional en yacimientos de gas condensado y el
procedimiento de validación sirve para corregir las principales inconsistencias,
específicamente en las constantes de equilibrio proveniente de las pruebas CVD.
El desarrollo de la presente investigación brindará un mayor conocimiento acerca del
comportamiento de los fluidos de yacimientos de gas condensado y de la data
necesaria para simular este tipo de yacimientos. Por lo tanto, esta investigación podrá
ser un marco referencial para la elaboración de un subsecuente trabajo o proyecto de
investigación relacionado con simulación de yacimientos que presentan significativa
variación en la composición ya que puede aplicarse como un preámbulo necesario para
el ajuste de los parámetros de una ecuación de estado.
Para llevar a cabo esta propuesta, el trabajo está dividido en cuatro capítulos:
En el Capítulo I, se muestra el planteamiento del problema, así como el objetivo general
y los específicos, permitiendo definir la magnitud de este trabajo, igualmente se expone
la justificación, el alcance y las limitaciones que se generaron en el transcurso del
desarrollo del trabajo.
En el Capítulo II, se documentan los aspectos teóricos relacionados a: Conceptos
básicos, características y propiedades de los yacimientos de gas condensado, análisis
PVT del gas condensado, ecuaciones de estado entre otros.
En el Capítulo III, se describe la metodología usada en la elaboración de la presente
investigación.
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En el Capítulo IV, se da a conocer la metodología propuesta para validar los análisis
PVT en gases condensados, y se presentan los análisis de los resultados obtenidos
para dos yacimientos con análisis PVT composicionales.
Finalmente, se establecen conclusiones y recomendaciones pertinentes.
CAPÍTULO I
EL PROBLEMA 1.1. Planteamiento y formulación del problema
Cuando se analizan pruebas PVT existe un porcentaje de esas pruebas que resultan
ser inútiles debido a que pudiera haber contaminación de los recipientes donde se
toman las muestras, mala toma de la muestra o inestabilidad de la producción a nivel de
toma de muestreo, entre otros problemas. Es por ello que en el análisis PVT debemos
considerar sumamente importante los datos que se están registrando de modo que
éstos sean bastante representativos y de esta manera nos den la seguridad de un
desarrollo apropiado del campo petrolífero o gasífero.
Por esta y otras razones la validación del análisis PVT es de vital importancia para una
adecuada caracterización del yacimiento, ya que los fluidos muestreados y los análisis
realizados deben ser coherentes y representativos, y no tiene que haber errores de
consistencia en los resultados de laboratorio. Este estudio presenta una metodología
para validar los resultados de PVT composicional, obtenidos a partir del experimento
CVD lo cual es un gran paso ganado en el campo de la simulación composicional de un
yacimiento de gas condensado.
1.2. Justificación y delimitación de la investigación
Justificación:
En la actualidad La Universidad de Zulia no tiene una licencia para usar programas
actualizados de validación de PVT composicional, con el fin de desarrollar las
actividades académicas pertinentes en el área del gas, como tampoco cuenta con una
metodología diseñada con este fin. La ventaja fundamental de las hojas de cálculos
consiste en la habilidad de evaluar el comportamiento de un yacimiento de gas
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condensado, sin necesidad de realizar cálculos manuales, convirtiéndose entonces en
herramientas de validación útil para futuros estudios de simulación de yacimientos.
Delimitación:
Este estudio se realizó en la División de Postgrado de La Universidad del Zulia en un
lapso estimado de veintidós (22) semanas comprendido entre Octubre de 2014 hasta
Marzo 2015.
1.3. Objetivos de la investigación
1.3.1. General
Diseñar una metodología para la validación de pruebas PVT composicional en
yacimientos de gas condensado.
1.3.2. Específicos
• Identificar los tipos de inconsistencias que aparecen en los análisis PVT
composicionales, obtenidos a partir del experimento CVD.
• Analizar las múltiples metodologías de validación de pruebas PVT
composicionales en términos de consistencia.
• Establecer una metodología para validar los resultados de PVT, obtenidos a partir
del experimento CVD.
• Identificar las técnicas de corrección de las constantes de equilibrio obtenidas a
partir del balance composicional.
• Proponer una metodología para la validación de pruebas PVT composicional en
yacimientos de gas condensado.
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1.4. Viabilidad de la investigación
Para la realización del presente estudio, se cuenta con la información necesaria,
recursos informáticos, disponibilidad e instalaciones físicas para efectuar los cálculos
que permitan alcanzar los objetivos planteados. Así mismo, se cuenta con la asesoría y
amplia experiencia del tutor en el tema de investigación propuesto.
CAPITULO II
MARCO TEÓRICO 2.1. Antecedentes de la investigación
Jones, D. y Erbar, J. (1970), en su trabajo titulado “Computer Determination of Data-
Matched Equilibrium Ratios”. Articulo Técnico de Journal of Petroleum Technology,
Atlantic Richfield Co. Dirigieron sus esfuerzos a idear un método para determinar las
constantes de equilibrio (Ki) que den una aproximación razonable del comportamiento
exhibido por análisis de laboratorio convencionales de muestras de campo. La
determinación directa en el laboratorio para proporcionar las constantes de equilibrio es
impracticable debido a la los gastos que conlleva. Existen varias correlaciones para el
propósito de obtener valores K, pero generalmente son basadas en sistemas simples
de los componentes puros y generalmente dan resultados que difieren de la data
experimental de los sistemas reales como las condiciones cercanas a los valores
críticos. Varios técnicas computarizadas están disponibles para calcular valores K
utilizando ecuaciones de estado y otros enfoques, pero ellas, al igual que las
correlaciones, tienen las mismas limitaciones. El método descrito aquí se ha
desarrollado para evitar estas limitaciones y para sustituir el ajuste manual previamente
necesario. Un método empírico fue elegido ya que ningún enfoque teórico riguroso
estaba disponible. El cálculo automático de los datos ajustados de los valores K hace
de este método, fácil de adaptar para su uso en programas de balance de materiales
composicional y en simulaciones numéricas que involucran el comportamiento de fase.
Bashbush J. (1981), en su trabajo titulado: “A Method to Determine K-values From
Laboratory Data and Its Application”. 56th Annual Fall Technical Conference and
Exhibition of the SPE of AIME. En este trabajo se presenta un método simple y práctico
de balance de materiales en el que se calculan las composiciones de líquido, los
valores K y los pesos moleculares de la fracción pesada en el líquido a diferentes
presiones, sobre la base de datos disponibles de pruebas de agotamiento a volumen
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constante. Se discuten los resultados de dos análisis PVT estudiados junto con las
directrices para evaluar la bondad de los datos experimentales reportados y las formas
de corregir inconsistencias que comúnmente se encuentra en los informes. La tabla de
valores de K corregida, generada con el método se puede utilizar directamente en un
estudio composicional para predecir el comportamiento del yacimiento. Otro uso incluye
la aplicación del método como un preámbulo necesario para el ajuste de los parámetros
de una ecuación de estado.
Samaniego V., Bashbush J., León G., Mazariegos U., Corona B.A. y Castillo P. (2004),
en su trabajo titulado: “On the Validation of PVT Compositional Laboratory
Experiments”. SPE Annual Technical Conference and Exhibition. En el este trabajo se
presentan procedimientos originales para la validación (comprobación de la
consistencia o la calidad) de los resultados de PVT composicional, obtenidos a partir del
experimento CVD. El presente trabajo analiza tres programas desarrollados por
diversos autores para validar los resultados de la prueba CVD de PVT composicional.
Los resultados de este estudio indican claramente que sin un trabajo cuidadoso de
validación de los análisis PVT de gas condensado y petróleo volátil (experimento CVD),
puede llevar en muchos casos a errores muy graves en el análisis del desarrollo de la
regresión que ajuste los parámetros de las ecuaciones de estado, y, en consecuencia,
en los resultados de la simulación de este tipo de yacimientos. La metodología
contempla tres tipos de validación, una manual, una semi – automática y una
automática. De las mezclas de hidrocarburos analizados, se presenta un ejemplo de un
gas condensado, donde se muestra claramente los graves errores pueden ocurrir en los
resultados de la simulación si no se hace un adecuado estudio de validación de los
resultados PVT composicional.
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2.2. Bases teóricas
2.2.1. Comportamiento de fases
El comportamiento de fases depende de las condiciones de presión y temperatura, para
las cuales coexisten las diferentes fases de cualquier sustancia. El término fase se
define como el estado de la materia que consta de uno o varios compuestos con
características físicas y químicas relativamente homogéneas. Conforman un sistema de
fases: sólido, líquido, gas y plasma.
Un estado monofásico se caracteriza por tener presente una sola fase y se denomina
homogéneo, mientras un estado bifásico está formado por dos fases y se denomina
mezcla o sistema heterogéneo. En condiciones iniciales del yacimiento, los
hidrocarburos se encuentra bien sea en estado monofásico o estado bifásico.
El estado monofásico puede ser líquido, cuando todo el gas presente está disuelto en el
petróleo. Por otra parte, el estado monofásico puede ser gaseoso. Si dicho estado
contiene hidrocarburos vaporizados, recuperables como líquidos en la superficie, el
yacimiento se denomina gas condensado. Cuando existe la acumulación en estado
bifásico, al estado gaseoso se denomina capa de gas y al estado líquido subyacente
zona de petróleo.
La materia es aquella que está constituida por una cantidad de elementos
independientes, por lo tanto, el gas natural es un ejemplo de materia que puede
consistir de metano, etano, o de cualquier otra combinación química, y cada uno de
ellos son componentes.
La materia presenta dos propiedades denominadas intensivas y extensivas. Las
propiedades intensivas son aquellas independientes de la cantidad de masa presente
de un sistema, como temperatura, presión y densidad. Las propiedades extensivas son
aquellas que dependen del tamaño o cantidad de masa del sistema, como la masa
total, el peso, volumen total y cantidad de movimiento total.
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2.2.2. Caracterización termodinámica de mezclas de hidrocarburos
La utilización de criterios termodinámicos de fases, así como también la relación gas-
líquido (petróleo o condensado), gravedad API, composición del fluido, etc., son
fundamentales en el proceso de clasificación y caracterización de los fluidos del
yacimiento. Una forma inequívoca de conocer el estado en que se encuentran las
mezclas de hidrocarburos en el yacimiento, es en base al diagrama de fases P-T
(Presión y Temperatura).
Desafortunadamente la obtención de un diagrama completo de fases es muy laboriosa
y lo que se hace regularmente es caracterizar el yacimiento en base a un estudio PVT
(Presión – Volumen - Temperatura) realizado a la temperatura del yacimiento, o en
forma aproximada, en base a datos de producción como la relación gas - petróleo.
Gravedad API y color del líquido de tanque.
El paso siguiente al descubrimiento de un yacimiento de hidrocarburos es determinar el
estado (gas y/o líquido) en que se encuentra la mezcla en el yacimiento y clasificarlo
utilizando criterios termodinámicos de fases.
2.2.3. Diagrama de Presión-Temperatura (P-T) de mezclas de hidrocarburos
Los cambios de fase de las mezclas de hidrocarburos que se presentan naturalmente
en yacimientos de petróleo y gas (o condensado) se pueden observar a través de un
diagrama Presión-Temperatura (P-T). En dicho diagrama se percibe una región de dos
fases (líquido-gas), que coexisten dentro de una envolvente conocida como domo de
saturación, envolvente de fases o envolvente de saturación, limitada en su margen
izquierdo por la curva de puntos de burbujeo y en su margen derecho por la curva de
puntos de rocío. Ambas curvas convergen en el punto crítico. Las curvas dentro de la
región de dos fases muestran el porcentaje de líquido en el volumen total de
hidrocarburo, para cualquier presión y temperatura. Inicialmente, toda acumulación de
hidrocarburos tiene su propio diagrama de fases que depende sólo de la composición
de la acumulación.
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En la Figura 1 se muestra el diagrama de fases de una mezcla de diversos
componentes de hidrocarburos, donde se observa la envolvente de fases que resulta de
unir las curvas de burbujeo y de rocío las cuales convergen en el punto crítico.
A continuación se definen el conjunto de factores que forman parte de un diagrama de
fases de mezclas de hidrocarburos:
a) Puntos de burbujeo: Son aquellos puntos donde a una determinada presión y
temperatura la mezcla de hidrocarburo se encuentra en fase líquida en equilibrio con
una cantidad infinitesimal de gas. De la unión de estos puntos resulta la curva de
burbujeo.
b) Puntos de rocío: Son aquellos puntos donde a una determinada presión y
temperatura la mezcla de hidrocarburos se encuentra en fase gaseosa en equilibrio con
una cantidad infinitesimal de líquido. De la unión de estos puntos resulta la curva de
rocío.
c) Punto crítico: Es el valor de presión y temperatura donde las propiedades intensivas
del gas y del líquido son continuas e idénticas.
d) Líneas de isocalidad: Son líneas que unen puntos de igual porcentaje volumétrico de
líquido en la mezcla líquido-gas, y convergen en el punto crítico. Éstas se encuentran
en la región de dos fases indicando los porcentajes de saturación de la fase de líquido
que va disminuyendo hacia la derecha de la gráfica. Por lo tanto, las curvas de burbujeo
y rocío son líneas de 100% y 0% de líquido, respectivamente.
e) Temperatura cricondentérmica: Es la máxima temperatura a la cual existe equilibrio
entre vapor y líquido (a una y a cualquier presión, el sistema se encuentra en fase
gaseosa).
f) Presión cricondembárica: Es la máxima presión a la cual existe el equilibrio entre
vapor y líquido.
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Figura 1. Diagrama de fases generalizada donde se indica el comportamiento retrógrado en las mezclas de hidrocarburos.
La envolvente de fases divide al diagrama en tres regiones:
• Región I → Fase líquida (estado monofásico): Situada a la izquierda de la
temperatura crítica y fuera de la envolvente.
• Región II → Fase gaseosa (estado monofásico): Situada a la derecha de la
temperatura crítica y fuera de la envolvente.
• Región III → De dos fases (estado bifásico): Situada dentro de la envolvente y
donde se hallan en equilibrio el gas y el líquido.
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2.2.4. Condensación retrógrada isotérmica
Sucede cuando los fluidos presentan un comportamiento inverso a los fluidos que están
constituidos por componentes puros. Dicha condensación es causada por las fuerzas
que actúan sobre las moléculas de diferente tamaño y depende del balance de esas
fuerzas.
El cambio de presión es el factor dominante sobre el comportamiento de los fluidos en
el yacimiento. De manera que cuando la presión del yacimiento declina y alcanza el
punto de rocío, las fuerzas de atracción disminuyen entre las moléculas, debido a que
las moléculas livianas se separan de las pesadas. Al ocurrir esto, la condensación 13 se
produce porque se hace más efectiva la atracción entre las moléculas de los
componentes pesados.
El comportamiento retrógrado en las mezclas de hidrocarburos se ilustra en la Figura 1
y ocurre cuando dichas mezclas existen a una temperatura entre la crítica (punto C) y la
cricondentérmica. La línea de agotamiento (isoterma ABD) inicia con una presión en el
punto A, donde la mezcla se encuentra en fase gaseosa (estado monofásico),
continuamente la presión disminuye isotérmicamente y alcanza el punto de rocío B.
Desde que la línea cruza la curva de rocío la disminución de la presión conlleva a que
se genere una condensación retrógrada isotérmica, de tal forma que el fluido se separa
en dos fases, gaseosa y líquida. El comportamiento de este fenómeno es inverso al
comportamiento de la condensación isotérmica normal que ocurre cuando la presión
aumenta. Debido a esta condensación, la fase gaseosa disminuirá su contenido de
líquido.
Los puntos de máxima temperatura de las líneas de isocalidad limitan el área rayada
azul que se muestra en la Figura 1, dicha área representa la zona de condensación
retrógrada. En la parte inferior de la zona retrógrada, la presión sigue disminuyendo
generando vaporización del condensado retrógrado hasta que se alcanza nuevamente
la curva de rocío, punto de D.
La isoterma ABD intercepta dos veces la curva de rocío obteniendo dos puntos de
presiones de rocío:
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a) Presión de rocío retrógrada (punto B): A esta presión la cantidad infinitesimal de
líquido se forma por un cambio de fases de gas a líquido.
b) Presión de rocío normal (punto D): A esta presión ocurre el cambio de fases de
líquido a gas. Para un gas condensado, la presión de rocío normal es menor que 0 lpcm
(vacío).
Una vez alcanzado el punto de rocío por la reducción de presión comienza a variar la
composición del fluido producido, cambia la composición del fluido remanente en el
yacimiento y se desvía la curva de la envolvente. Esta desviación es hacia la derecha,
lo que acentúa aún más la pérdida de líquido retrógrado que se adhiere a las paredes
de los poros de la roca, donde permanece inmóvil debido a las fuerzas capilares que
ejercen sobre los fluidos.
La revaporización ayuda a la recuperación líquida y se hace evidente por la disminución
en las razones gas-petróleo en la superficie. La pérdida neta de líquido retrógrado es
evidentemente mayor para:
• Menores temperaturas en el yacimiento.
• Mayores presiones de abandono.
• Mayor desviación del diagrama de fases hacia la derecha, lo cual es,
naturalmente, una propiedad del sistema de hidrocarburos.
El líquido producido por condensación retrógrada en el yacimiento está compuesto, en
gran parte, de un alto porcentaje de metano y etano, y es mucho mayor que el volumen
de líquido estable que pudiera obtenerse por condensación del fluido del yacimiento a
presión y temperatura atmosféricas.
2.2.5. Clasificación de los yacimientos en base a hidrocarburos que contienen
Los parámetros que se consideran necesarios en esta clasificación son:
• Aquellos medidos en el campo durante las pruebas de producción: presión,
temperatura, gravedad API, relación gas – petróleo, etc.
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• Aquellos obtenidos en el laboratorio mediante la evaluación de muestras
representativas y simulación del comportamiento de los fluidos mediante la
declinación de presión.
Los yacimientos pueden clasificarse dependiendo del estado inicial en que se encuentre
la mezcla de hidrocarburos, estos pueden ser yacimientos de gas o yacimientos de
líquido o petróleo.
A su vez los yacimientos de líquido pueden ser de petróleo volátil (alto encogimiento) o
petróleo negro (bajo encogimiento). En la Tabla 1 se observan las composiciones
típicas de mezclas provenientes de los distintos tipos de yacimientos.
Tabla 1. Composiciones Típicas de mezclas provenientes de yacimientos de hidrocarburos [12]
Componente Gas Seco Gas Húmedo Gas Condensado
Petróleo Volátil
Petróleo Negro
C1 96.0 90.0 75.0 60.0 48.83
C2 2.0 3.0 7.0 8.0 2.75
C3 1 2.0 4.5 4.0 1.93
iC4 - nC4 0.5 2.0 3.0 4.0 1.60
iC5 - nC5 0.5 1.0 2.0 3.0 1.15
C6 - 0.5 2.5 4.0 1.59
C7+ - 1.5 6.0 17.0 42.15
PM C7+ (lb-lbmol) - 115 125 180 225
RGL - 26000 7000 2000 625
Líquido del tanque (ºAPI) - 60º 55º 50º 34.3º
Color líquido del tanque - Incoloro
Amarillo claroAmarillo claro
Amarillo Amarillo oscuro Negro
28
En este trabajo se considerará solamente la descripción correspondiente a yacimientos
de gas con condensación retrógrada. El lector interesado en la descripción de los otros
tipos de yacimientos puede consultar textos como los de Gonzalo Rojas o William
McCain.
2.2.6. Yacimiento de gas condensado
Un yacimiento de condensado es aquel cuyo fluido produce, a temperatura constante,
condensación de líquido al disminuir la presión. Esta condensación es llamada
“retrógrada” por ocurrir en sentido inverso al proceso normal. Esta condensación ocurre
únicamente en el rango de temperatura comprendido entre el punto crítico (Pc) y la
temperatura cricondentérmica (CT) del fluido en estudio (Figura 2).
Figura 2. Diagrama de fases P-T de un fluido de yacimiento
0%
CT
Pc
YACIMIENTOSDE
CONDENSADOS
TEMPERATURA DE YACIMIENTO
10%20%
50%
70%
90%
PRE
SIO
N D
E Y
AC
IMIE
NTO
A
C
B
YACIMIENTODE GAS
CONDENSADO
10%
20%
50%
70%
100%
29
Los yacimientos de gas condensado se encuentran en fase gaseosa a presiones
mayores a la presión de saturación y su producción es predominantemente gas, del
cual se condensa líquido en los separadores de superficie; de ahí el nombre de
condensado de gas.
Pueden definirse los yacimientos de gas condensado como aquellos que producen
líquidos de color pálido o incoloro, con gravedad API mayores de 45° y RGP en un
intervalo de 5000 a 10000 PCN/BN. Sin embargo, ciertos autores consideran
inapropiado clasificar los pozos y yacimientos según la relación gas – petróleo medida
en superficie, ya que una clasificación adecuada no sólo depende de estos parámetros
sino de la composición de la mezcla de hidrocarburos, la temperatura y la presión en el
yacimiento.
La composición de la mezcla de hidrocarburos de un yacimiento de gas condensado es
todavía predominantemente metano (>60%), como en el caso de los yacimientos de
gas seco y húmedo, aunque la cantidad relativa de hidrocarburos pesados es
considerablemente mayor. Un gas condensado se puede considerar como un gas con
líquido disuelto y dicha mezcla de hidrocarburos se encuentra en fase gaseosa o en el
punto de rocío a las condiciones iniciales de presión y temperatura. La temperatura del
yacimiento se encuentra entre la Temperatura Crítica y la Cricondentérmica.
Las mezclas de hidrocarburos a condiciones cercanas a las críticas son difíciles de
evaluar examinando los datos de producción de campo. Estos fluidos podrían ser
indistinguibles de los petróleos volátiles sin el uso de un análisis de laboratorio.
2.2.6.1. Contenido líquido del gas condensado
El contenido líquido o riqueza de un gas se define como la cantidad de hidrocarburos
líquidos que se puede obtener del gas, desde el propano y de componentes más
pesados. Generalmente se expresa en GPM (galones de líquido por mil pies cúbicos de
gas). En el gas condensado, una fase rica en fracciones pesadas se separa de la
solución, cuando se reduce la presión del yacimiento de gas condensado por debajo de
la presión del punto de rocío, las fracciones pesadas disminuyen en la fase gaseosa.
30
Por ende, el volumen de la fase líquida presente depende no sólo de la presión y la
temperatura, sino también de la composición del fluido.
Un gas condensado, dependiendo del porcentaje de líquido, se puede clasificar en:
a) Gas condensado pobre: Es el gas condensado que genera un volumen pequeño
de fase líquida, menos de 561 m3 por millón de m3 [100 bbl por millón de pies3].
b) Gas condensado rico: Es el gas condensado que genera un volumen de líquido
más grande, generalmente superior a 842 m3 por millón de m3 [150 bbl por millón de
pies3]. Entre más rico en componentes pesados (C5+) sea el gas condensado, menor
es la RGC y la gravedad API del condensado. Este condensado torna un color oscuro,
aunque por excepción se conocen condensados negros con gravedad API de 29°.
En los siguientes diagramas se observa claramente el comportamiento del gas
condensado rico y pobre: Un gas rico (Ver Figura 3) a una presión que va disminuyendo
isotérmicamente forma un porcentaje superior de líquido que un gas pobre (Ver Figura
4).
31
Figura 3. Yacimientos de gas condensado rico
Figura 4. Yacimientos de gas condensado pobre
32
En la Figura 5 se observa como el gas condensado rico produce más condensado que
el gas condensado pobre.
Figura 5. Condensación del líquido producido por un gas rico y un gas pobre
2.2.6.2. Presión de rocío retrógrada
La presión de rocío es la presión de equilibrio de un sistema compuesto de líquido y
gas, en el cual el gas ocupa todo el sistema; excepto por una cantidad infinitesimal de
líquido. La importancia del conocimiento de la presión de rocío reside en que a
presiones por debajo de ella comienza a ocurrir condensación retrógrada de líquido.
La presión de rocío depende de la composición de la mezcla y se puede caracterizar
aproximadamente a través de la RGC y de la gravedad API del condensado.
Se ha demostrado experimentalmente que la presión de rocío se ve afectada de la
siguiente manera:
• A medida que incrementa la temperatura, aumenta la presión de rocío.
• A medida que la gravedad API del condensado aumenta, disminuye la Proc.
Cond
ensación
de líq
uido
, %
Presión, lpc
25
20
15
10
5
00 1000 2000 3000 4000 5000 6000
Gas condensado pobre
Gas condensado rico
33
• A medida que incrementa la relación gas – condensado, disminuye la Proc.
2.2.6.3. Condensación y vaporización retrógrada
Cuando en un yacimiento de gas condensado se produce una reducción isotérmica de
la presión y cae por debajo de la curva de rocío, ocurre condensación de las fracciones
pesadas e intermedias del gas. Estas fracciones se depositan como líquido en los
canales porosos más pequeños de la roca; por lo que no logran fluir ya que no alcanzan
la saturación critica del líquido. El efecto dañino de permitir condensación retrógrada
está dado por el depósito de las fracciones que tienen mayor valor comercial, por lo que
el fluido que se produce se empobrece en tales fracciones.
La declinación de la presión produce una rápida condensación de líquido que alcanza
un máximo. Una vez que se alcanza la condensación retrógrada máxima, ocurre
revaporización del condensado al seguir disminuyendo la presión. Como consecuencia
se produce una disminución de la RGC y un incremento en la gravedad específica del
gas condensado producido. Pero el condensado retrógrado no se revaporiza totalmente
aunque se tengan bajas presiones de agotamiento; esto se debe a que sólo se alcanza
la presión de rocío normal a presiones por debajo de la atmosférica (vacío).
El condensado retrógrado atrapado en un yacimiento sin empuje hidráulico no puede
recuperarse sino por revaporización inyectando gas natural a alta presión.
2.2.7. Yacimientos que tienden a mostrar variaciones composicionales
Los yacimientos que han mostrado importantes cambios de composición con
profundidad poseen ciertas características especiales que a continuación se resumen:
• Yacimientos de gran espesor y/o cambios importantes de profundidad.
• Yacimientos cuasicríticos, de gas condensado y de petróleo volátil. También se
ha observado variaciones composicionales en yacimientos de crudo negro
mediano.
34
• Presencia de pequeñas cantidades de hidrocarburos muy pesados y
particularmente componentes aromáticos en el gas o en el petróleo.
• Presencia de gran cantidad de fracciones intermedias (C2 – C4). Estas
fracciones normalmente ponen la mezcla cerca de su composición crítica.
2.2.8. Variación de la composición de mezclas de hidrocarburos con profundidad
Sage y Lacey en 1939 fueron los primeros en observar experimentalmente la variación
de la composición de una mezcla de hidrocarburos con profundidad. En el laboratorio
este fenómeno se debe casi exclusivamente a las fuerzas gravitacionales. Sólo
recientemente se ha podido observar en algunos yacimientos profundos y de gran
espesor que existe una variación en la composición del crudo con profundidad. Dicha
variación va desde gas condensado en el tope hasta crudo liviano o volátil en la base
de la arena. También desde crudo mediano en la cresta hasta crudo pesado en la base.
Las variaciones composicionales en los yacimientos se deben a las fuerzas de
gravedad y a los cambios de temperatura con profundidad.
Estas variaciones composicionales se deben tener en cuenta en la simulación de los
yacimientos porque de lo contrario se puede cometer errores hasta de un 20% en los
cálculos del volumen de hidrocarburos originales en sitio y en la predicción del petróleo
acumulado.
2.2.9. Causas de la variación composicional
Las fuerzas de gravedad y los cambios de temperatura, debido al gradiente geotérmico,
son las causas principales de la variación composicional de los fluidos en los
yacimientos con apreciables cambios de profundidad. Es bien conocido que los
componentes de una mezcla migran de acuerdo a su masa en un campo gravitacional.
A este fenómeno se le llama barodifusión, que es la difusión de componentes debido a
cambios de presión por efectos gravitacionales.
35
También existe la difusión de componentes debido a los cambios de temperatura con
profundidad, a este fenómeno se le llama termodifusión. Los cambios composicionales
se presentan en columnas de hidrocarburos con variación apreciable de profundidad ya
sea en yacimientos inclinados o yacimientos de gran espesor.
Estudios de simulación realizados por Montel y Gouel muestran que la segregación por
si sola puede explicar la variación composicional de los fluidos en un yacimiento. Para
yacimientos de gas condensado, crudos volátiles y livianos, los gradientes de
composición pueden ser generados por difusión ya que el tiempo de difusión de
especies químicas, con pequeños pesos moleculares, es compatible con el tiempo
probable durante el cual las fuerzas son ejercidas. En estos casos la velocidad del
movimiento de las moléculas es del orden de unos pocos centímetros hasta 10 cm/año.
En el caso de crudos pesados, el tiempo de difusión para la formación de agregados de
asfáltenos es del orden de 107 años.
2.2.10. Análisis composicional de la muestra
En la determinación de las composiciones de las muestras de gas y líquidos se usan las
técnicas de: cromatografía, destilación, destilación simulada por cromatografía y/o
espectrometría de masas.
2.2.11. Análisis PVT composicional
Se define como el estudio de los parámetros básicos como Presión, Volumen y
Temperatura (PVT), que rigen el comportamiento de producción de un yacimiento de
gas condensado volumétrico. Dicho análisis consiste en simular en el laboratorio la
declinación de la presión de un yacimiento volumétrico e isotérmico. Un yacimiento
volumétrico e isotérmico es aquel cuyo volumen y temperatura permanece constante,
respectivamente.
Para que el comportamiento de un yacimiento sea simulado correctamente por medio
de un análisis PVT, fundamentalmente la muestra tiene que ser representativa del fluido
36
original. Se ha demostrado a través del estudio de varios autores que pueden ocurrir
serios errores en la simulación de yacimientos si no se lleva a cabo un adecuado
proceso de validación de los datos PVT. La información de estudios PVT es de suma
importancia en:
• La identificación de los mecanismos de recobro
• El comportamiento de flujo en los pozos
• La simulación composicional de los yacimientos
La validación de dicho análisis consiste en detectar la falta de representatividad de la
muestra y las inconsistencias de los datos.
El estudio PVT para gases condensado retrógrada se encuentra dividido en tres
pruebas:
• Prueba de Expansión a Composición Constante (CCE por sus siglas en inglés).
• Prueba de Agotamiento a Volumen Constante (CVD por sus siglas en inglés).
• Prueba de Separadores
2.2.11.1. Descripción de la prueba CCE (Expansión a composición constante)
En el experimento de expansión a composición constante, se coloca un volumen
conocido de muestra en una celda de alta presión. Se mide la relación presión-volumen
con el objeto de determinar la presión de rocío. Este parámetro se determina por
observación visual a través de una ventana de vidrio o zafiro (material utilizado para
realizar el visor de la celda) posee la celda donde está colocado el fluido bajo estudio.
Normalmente un cambio brusco no existe en la forma de la curva presión-volumen en el
punto de rocío, tal como ocurre en el punto de burbuja para el sistema gas-petróleo.
Esta prueba se realiza a temperatura de yacimiento (constante). La presión se va
disminuyendo dentro de la celda y el volumen aumenta por el desplazamiento de un
pistón que se encuentra debajo de la celda, hasta que se forma la primera gota de
condensado (punto de rocío) y se toma nota de los volúmenes de gas y líquido, esta
37
presión de rocío es reportada por una computadora que está conectada al equipo. El
error de medición es directamente proporcional al volumen muerto (mínima cantidad de
volumen de muestra cuantificable) de la celda, es decir, mientras mayor sea el volumen
muerto mayor es el error en la lectura de presión. La Figura 6 muestra la prueba de
expansión constante para gas condensado.
Figura 6. Expansión a composición constante para gas condensado
En la Figura 7 se presentan los volúmenes de muestra en función de las presiones, en
éste no se observa claramente el punto de rocío como en el caso del petróleo negro,
debido a la compresibilidad. El gas que se encuentra en el yacimiento contiene
compuestos pesados que se condensan con una disminución de presión, pero este
volumen de condensado es mucho menos compresible que el gas, por lo tanto no se
genera un cambio considerable en la curva.
GasGas Gas Gas
Petróleo
Pistón
Gas
Pistón
PistónPistón
Pistón
Petróleo
Se forma la primera gota de liquido
P1>>Psat P2> Psat P3= Psat P4< Psat P5<P4< Psat
V1 V2 V3 V4 V5
38
Figura 7. Comportamiento del volumen en función de la presión para gas condensado
En la Figura 8 se presenta el volumen de líquido condensado producido en función de
la presión, en éste se observa que el punto 2 representa el volumen mínimo medible
(volumen muerto) de la celda, y el punto 1 es la presión de rocío, donde el volumen de
líquido es cero. La curva que une los puntos 1 y 2, es una extrapolación aproximada de
la curva, y puede tener varias direcciones, como se muestra con las curvas punteadas.
Por ello la importancia en la medición del volumen mínimo de líquido condensado que
determina la presión de rocío, por lo tanto, mientras más grande es el volumen muerto
de la celda mayor es el error y viceversa.
Figura 8. Comportamiento del líquido condensado en función de la presión (gas condensado)
39
2.2.11.2. Descripción de la prueba CVD (Agotamiento a volumen constante)
Consiste en una serie de expansiones y desplazamientos a presión constante de la
mezcla recombinada, de tal manera que el volumen de gas más líquido acumulado en
la celda PVT permanece constante al finalizar cada desplazamiento.
En la prueba se carga una celda de alta presión con un volumen conocido de muestra
(gas condensado) representativa del yacimiento, este volumen se expande a un
volumen mayor debido a la disminución depresión a través de un pistón que se
encuentra debajo de la celda. Se espera a que se alcance el equilibrio entre la fase de
gas y la fase de líquido retrógrado que se ha formado, y también para que el líquido
drene hacia el fondo de la celda y solamente se produzcan hidrocarburos gaseosos
desde el tope de la misma. Luego se remueve el gas manteniendo la presión
(constante), hasta que el volumen actual de la celda ahora bifásico retorne al valor
inicial.
El volumen de gas producido es medido y su composición determinada, de la misma
manera se mide el líquido que permanece en la celda, y se calculan los factores de
desviación del gas Z para el gas producido y para los hidrocarburos de la celda. Se
repite el ciclo de expansión a una presión más baja, seguido por la remoción de una
nueva cantidad de gas hasta alcanzar una presión seleccionada. Esta prueba se
muestra en la Figura 9.
40
Figura 9. Agotamiento a volumen constante para gas condensado
2.2.11.3. Descripción de la prueba de separadores
Son pruebas de liberación instantánea que se realizan en un separador en el laboratorio
con el objeto de cuantificar el efecto de las condiciones de separación (P, T) en
superficie sobre el rendimiento de líquido y sus propiedades (e.g., RGC, °API).
La muestra de gas condensado saturada a la presión de rocío es pasada a través de un
separador y luego expandida a presión atmosférica.
Al variar la presión del separador se puede obtener la presión óptima de separación
(i.e., aquella que produce la mayor cantidad de líquido en el tanque, la menor RGC y
mayor gravedad API del condensado).
2.2.12. Recombinación
Las muestras de gas y líquido tomadas del separador de alta presión deben ser
recombinadas a las mismas condiciones de presión y temperatura del separador para
obtener un fluido que sea representativo del yacimiento. Las muestras de fluido
Paso 3: Gráficos diagnósticos Después de haber ejecutado el balance composicional a partir de los datos de la prueba
CVD se bebe proceder a utilizar gráficos de diagnóstico (Constantes de equilibrio y
Hoffman – Crump) para verificar si existen cruces en los valores de Ki. A continuación
se muestran estas gráficas para el gas condensado B.
89
Como se explicó anteriormente la condición más importante y sensible para la
consistencia de los datos experimentales es la gráfica de los valores de logaritmo de K
versus la presión, las curvas deben seguir una tendencia como paralela sin cruces o
desviaciones entre ellas. Este tipo de error se puede observar en la Figura 17.
Figura 17. Constantes de equilibrio calculadas con los datos originales de PVT para el gas condensado B Las curvas del grafico de Hoffman – Crump deben seguir una tendencia lineal y
converger a un punto común cuando se trata de componentes hidrocarburos. Existen
dos formas de presentar el gráfico, con todos los componentes de la mezcla
(hidrocarburos más impurezas) o solo con los componentes hidrocarburos, en ambos
casos las curvas deben ser aproximadamente paralelas sin cruces o desviaciones entre
ellas. Las propiedades del C7+ fueron calculadas con la correlación de Kessler y Lee.
0.01
0.10
1.00
10.00
0 1600 3200 4800 6400 8000
Constantes de eq
uilib
rio (K
i)
P (lpc)
CO2
N2
C1
C2
C3
IC4
NC4
IC5
NC5
C6
C7+
90
Figura 18. Criterio de Hoffman – Crump para validación de las constantes de equilibrio (Ki), todos los
componentes, gas condensado B
Figura 19. Criterio de Hoffman – Crump para validación de las constantes de equilibrio (Ki), solo los componentes hidrocarburos, gas condensado B
10
100
1000
10000
‐1.5 ‐1.0 ‐0.5 0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5
K*P(lpc
)
Fi
Hoffman‐Crump
P(Lpc) 7260
P(Lpc) 6300
P(Lpc) 5200
P(Lpc) 4100
P(Lpc) 3000
P(Lpc) 2000
P(Lpc) 1200
P(Lpc) 700
10
100
1000
10000
‐1.5 ‐1.0 ‐0.5 0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5
K*P(lpc)
Fi
Hoffman‐Crump
P(Lpc) 7260
P(Lpc) 6300
P(Lpc) 5200
P(Lpc) 4100
P(Lpc) 3000
P(Lpc) 2000
P(Lpc) 1200
P(Lpc) 700
91
Como se observa en estas figuras no se está adaptando a una tendencia lineal y para
algunas presiones las líneas se crucen entre ellas. Para los compuestos no
hidrocarbonados, tales como nitrógeno y dióxido de carbono se espera una desviación
razonable de la línea recta sin embargo en la Figura 18 se aprecia una alta desviación
lo que es indicativo que la prueba no es consistente.
Paso 4: Corrección de las inconsistencias encontradas en los resultados de la prueba
CVD
Si existen cruces se debe proceder a hacer las correcciones pertinentes. De los
métodos utilizados para corregir la data PVT composicional que se encuentran
actualmente en la literatura el este trabajo se aplicará la corrección semiautomática. El
la Figura 20 se muestra un cuadro comparativo realizado con las diferentes técnicas de
corrección de los datos provenientes de las pruebas CVD. Vemos que la corrección
semiautomática representa una condición de validación intermedia comparada con la
automática y la manual.
Figura 20. Comparación de los diferentes métodos de corrección y selección de la opción más
adecuada
Método de corrección
Costo computacional
Interacción con gráficos diagnósticos
Velocidad de procesamiento Precisión
Manual Bajo Alta (6) Baja Baja
Semi-automático Media Baja (1) Media Media
Automático Alto Nula (0) Alta Alta
Condición ideal
Condición intermedia
Condición no ideal
92
Paso 4.1: Corrección de las inconsistencias principales
Se modifica la composición de la fracción molar de los componentes de la fase de gas
(Yi) que presentan inconsistencia. Para esto se construye un gráfico Log (Ki) vs. Tbi.
Se realiza una regresión lineal para ajustar los datos. En el eje x se graficara la
temperatura de ebullición y en el eje y el Log (Ki). Como se mencionó en el marco
teórico no se recomienda hacer modificaciones al metano por lo tanto se procede a
emplear una metodología que trabaje con todas las fracciones molares y exceptuando
el valor de la fracción molar del metano para que no se altere. Se procede como se
muestra a continuación:
Eje x: Tbi – TbC1
Eje y: ILog (Ki) – Log (KC1)I
El valor absoluto cambiara la tendencia de la recta a una de pendiente positiva. La
misma se hará coincidir con el cero (0) para eliminar el término independiente de la
ecuación para simplificar los cálculos.
Como se explicó anteriormente el proceso de corrección se inicia con la comparación
de las constantes Ki calculados para los datos PVT originales en componentes en orden
descendente discutido en condición de consistencia cinco (5). El primer valor de KN2 de
nitrógeno debe ser más grande que el segundo valor (KC1) para metano, y este más
grande que el tercero KCO2, etc., en caso de una inconsistencia que se mostrará como
una desviación, y el programa va a cambiar el valor de Ki correspondiente a una línea
recta para el componente problemático particular, Ki.
Los valores de K se calcularan haciendo uso de la ecuación generada pero con la
pendiente inversa (-m) para regresar a la tendencia original. Con la temperatura de
ebullición se puede controlar el orden de los valores de Ki, el problema se presenta con
el valor de Ki para el CO2 y el C2 ya que sus temperaturas no siguen el orden correcto
(la del CO2 es mayor que la del C2). En este caso el KCO2 debe ser mayor al KC2 como
se puede observará en la Tabla 4. Un ejemplo se muestra en la Figura 21 y parte de los
93
cálculos de esta metodología en Tabla 11 y los resultados de los Ki corregidos en la
Tabla 12.
Tabla 11. Corrección de las constantes de equilibrio (primera etapa de presión)
Componentes P(psi) 7260
Tbi (ºR) Ki viejo Tbi-TbC1 Abs[log(Ki)-log(KC1)]
N2 139.650 0.82744 -61.560 0.10922
C1 201.210 1.06404 0.000 0.00000
CO2 350.790 1.01037 149.580 0.02248
C2 332.610 1.01958 131.400 0.01854
C3 416.310 0.94623 215.100 0.05096
IC4 470.670 0.94220 269.460 0.05281
NC4 491.190 1.00344 289.980 0.02547
IC5 542.130 0.89596 340.920 0.07467
NC5 556.890 0.95430 355.680 0.04727
C6 607.020 0.99192 405.810 0.03048
C7+ 1007.766 0.70883 806.556 0.17642
Figura 21. Grafica generada para corregir los valores de Ki.
94
Tabla 12. Valores de Ki corregidos a 7260lpc
Comp. Tb (ºR) K viejos K regresión K corregido N2 139.650 0.82744 1.08414 1.08414 C1 201.210 1.06404 1.06404 1.06404
Tabla 15. Gráficos generados por la prueba de validación Balance composicional
Gráfico Descripción
Composición del gas Es obtenida de los datos de entrada. En el eje x presión y en el eje y Yi en escala logarítmica
Composición del condensado Es obtenida con el balance composicional. En el eje x presión y en el eje y Xi en escala logarítmica
Constante de equilibrio (K) Es obtenida con el balance composicional. En el eje x presión y en el eje y Ki en escala logarítmica.
Gráfico Hoffman-Crump En el eje x Hoffman F (factor adimensional de Hoffman), el eje y en escala logarítmica se graficara la constante de equilibrio por la presión (Ki*P).
Factor de compresibilidad bifásico Es obtenida con la ecuación de los gases reales
Factor de compresibilidad del gas Es suministrada en la prueba de liberación instantánea y diferencial. Los valores de ambas pruebas deben generar el gráfico. En el eje x la presión y en el eje y Zg.
Moles acumulados por etapa de expansión
En este gráfico en el eje x la presión y en el eje y los moles, del gas, del condensado y los totales. La unidad de los moles debe ser lbmol.
Masa acumulada por etapa de expansión En este gráfico en el eje x la presión y en el eje y la masa, del gas producido, del condensado y la total. La unidad de la masa debe ser lb.
Volumen ocupado por el gas y el condensado
En el eje x la presión y en el eje y el volumen, tanto del gas como del líquido o condensado. La unidad del volumen es pie3.
Densidad del gas y el condensado En el eje x la presión y en el eje y la densidad, tanto del gas como del líquido o condensado. La unidad de la densidad debe ser lb/pie3
Moles de líquido experimental vrs calculado
En el eje x la presión y en el eje y los moles de líquido tanto el experimental como el calculado a través del cálculo flash. La unidad de los moles es lbmol
Se presenta una muestra de todas las gráficas a continuación, tomadas del análisis del
gas condensado B. (Figura 24 al Figura 27).
100
Figura 24. Moles por etapa de expansión versus la presión
Figura 25. Masa por etapa de expansión versus la presión
0.00
0.20
0.40
0.60
0.80
1.00
0 1600 3200 4800 6400 8000
Moles (lbm
ol)
P (Lpc)
Moles totales
Moles de líquido
Moles recuperados
0
10
20
30
40
50
0 1600 3200 4800 6400 8000
Masa (lb
)
P (Lpc)
Masa total
Masa del líquido
Masa producida
101
Figura 26. Densidad del gas y del condensado
Figura 27. Volumen ocupado del gas y del condensado
4.1.5. Cotejo de los resultados del balance molar y criterio de Hoffman del gas
condensado B
Una manera particular de corroborar si el programa elaborado en Microsoft Excel puede
competir con los simuladores comerciales como el PVTi, es confrontando los resultados
0
10
20
30
40
50
0 1600 3200 4800 6400 8000
Den
sida
d de
l Fluido (lb
/pie3)
P (Lpc)
Densidad del Gas
Densidad del líquido
0.0
0.2
0.4
0.6
0.8
1.0
1.2
1.4
1.6
1.8
2.0
0 1600 3200 4800 6400 8000
Volum
en (pie
3 )
P (Lpc)
Volumen de líquido
Volumen de gas
102
obtenidos en cada uno, es por ello que a continuación se presentaran unas series de
tabas y gráficas en las cuales se observa que tan aproximado es nuestra metodología
de validación de PVT composicional respecto al que utiliza el PVTi, el cual su rutina es
de total desconocimiento.
Cabe recalcar que se utilizaron las mismas correlaciones para caracterizar el C7+ y se
compararan los resultados de los cálculos comunes para ambos programas. Solo el
balance composicional y el gráfico de Hoffman, ambos son criterios de validación pero
no toman en cuenta la metodología aquí propuesta para corrección de datos.
Para realizar esta validación se tomó como base los datos del análisis PVT gas
condensado B. El porcentaje de error fue calculado usando la siguiente expresión:
PVTi
ExcelPVTi
VariableVariableVariable
Error−×
=100
% (92)
103
Tabla 16. Comparación entre la composición del líquido (Xi) generada a partir de Microsoft Excel con la obtenida en el programa PVTi, gas condensado B
Composición del líquido Xi (PVTi) Presión(lpc) 7260 6300 5200 4100 3000 2000 1200 700
Cabe destacar que para la primera presión (presión de rocío) PVTi no realiza calculos,
por lo cual estos no pueden ser comparados.
A continuación en la Figura 28 a la Figura 30 se presentan los resultados antes
espuestos de manera grafica donde superponen la gráficas generadas por ambos
programas, en la cual se podrá realizar los respectivos análisis. Las curvas continuas
corresponden a las curvas generada por PVTi, mientras que las curvas discontinuas
corresponden a las curvas generadas a partir Microsoft Excel.
Figura 28. Gráfica comparativa de la composición del líquido (Xi) generada a partir de Microsoft Excel con la obtenida en el programa PVTi, gas condensado B
107
Figura 29. Gráfica comparativa de la constante de equilibrio generada a partir de Microsoft Excel con la obtenida en el programa PVTi, gas condensado B
108
Figura 30. Gráfica comparativa entre Hoffman – Crump generado a partir de Microsoft Excel con el obtenido en el programa PVTi, gas condensado B
Después de haber de comparado detalladamente los resultados arrojados por Excel y
PVTi se puede observar que en todos los casos, la composición de líquido, las
constantes de equilibrio y los valores Hoffman- Crump, obtenidos de ambas
aplicaciones cotejaron perfectamente y el porcentaje de error (%) entre ambos cálculos
es muy bajo, para la composición de líquido entre 0 y 0.003%, para las constantes de
equilibrio 0 y 0.003% y para el criterio de Hoffman- Crump entre 0.1 y 1%; por lo cual se
concluye que la metodología seguida por el programa en Excel es correcta ya que
programa PVTi de ECLIPSE está respaldado por años de experiencia valiosa.
CONCLUSIONES
• La metodología diseñada, demostró ser una herramienta útil y de uso sencillo para
probar la consistencia de pruebas PVT en yacimientos de gas condensado.
• La muestra estudiada del gas condensado B cumplió con los criterios de
representatividad.
• Se determinó que el PVT del gas condensado B no era consistente según lo
especificado por el de balance molar y criterio de Hoffman.
• Se presentaron los pasos principales de un proceso práctico de corrección de los
resultados de las pruebas de laboratorio CVD de PVT composicional. Estos ahorran
muchas horas de esfuerzo que lleva tratar de realizar un análisis de regresión de EDE
en base a data inconsistente.
• Se observa que los cambios efectuados en la composición del gas se encuentran
en entre 0 y 0.018 lo cual se encuentra en el rango permitido para que los datos puedan
usarse con confianza.
• Se compararon los resultados del balance molar y criterio de Hoffman del gas
condensado B obtenidos mediante el uso de Excel con los calculados a través del
módulo de Eclipse, PVTi, y de ambos cotejaron perfectamente y el porcentaje de error entre ambos cálculos es muy bajo, para la composición de líquido entre 0 y 0.003%,
para las constantes de equilibrio 0 y 0.003% y para el criterio de Hoffman- Crump entre
0.1 y 1%
RECOMENDACIONES
• El personal encargado para realizar las pruebas a los de fluidos de yacimientos de
gas condensado, debe ser de especial capacitación técnica, debido a que estos fluidos
tienen un comportamiento de fases complejo, que requiere una preparación previa para
realizar un adecuado muestreo y pruebas PVT a los mismos y minimizar errores en los
análisis.
• Aplicar esta metodología para evaluar la validez de la pruebas PVT en yacimientos
de gas condensado.
• Realizar una metodología similar para evaluar la validez de otros análisis PVT
composicionales, como provenientes de los yacimientos de petróleo volátil.
• Usar análisis PVT no consistente pero corregido por esta metodología, en la
elaboración de correlaciones y en ajustes de ecuaciones de estados.
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