guia para validacion de analisis pvt

GUÍA PARA LA VALIDACIÓN DEL ANÁLISIS DE PRUEBAS DE LABORATORIO PVT

Subdirección de la Coordinación Técnica de Explotación

SUBDIRECCIÓN DE LA COORDINACIÓN TÉCNICA DE EXPLOTACIÓN

Guía para la Validación del Análisis de Pruebas de Laboratorio PVT

Gerencia de Información Técnica de Explotación Página 2 de 49

ÍNDICE INTRODUCCIÓN ......................................................................................................4 MARCO LEGAL Y NORMATIVO .............................................................................5 I. DISPOSICIONES GENERALES....................................................................5

PRIMERO.- Objeto ......................................................................................5

SEGUNDO.- Ámbito de aplicación ..............................................................5

TERCERO.- Definiciones ............................................................................5

II. DISPOSICIONES ESPECÍFICAS ..................................................................7

CUARTO.- Revisión del acondicionamiento del pozo..................................7

QUINTO.- Revisión del registro de presiones estático y del registro de

temperaturas................................................................................................9

SEXTO.- Revisión de la prueba de representatividad de la muestra...........12

SÉPTIMO.- Selección de las variables PVT representativas de acuerdo

al tipo de fluido.............................................................................................14

OCTAVO.- Revisión de las variables PVT representativas de acuerdo al

tipo de fluido ................................................................................................15

NOVENO.- Análisis de las variables PVT representativas a través de un

simulador de comportamiento de fases .......................................................28

DÉCIMO.- Métodos adicionales de validación.............................................36

DÉCIMO PRIMERO.- Manejo de la información..........................................37

TRANSITORIOS.......................................................................................................38




HOJA DE AUTORIZACIÓN......................................................................................39 ANEXOS

A. Tipos de fluidos de yacimiento ...............................................................40

B. Características de los yacimientos petroleros ........................................44

C. Comportamiento de fases a las condiciones del yacimiento, de

fluidos de área mesozoico Chiapas – Tabasco – Campeche

(Colorida) ...............................................................................................46

D. Referencias ............................................................................................49




INTRODUCCIÓN El Plan de Negocios 2002 – 2010 de PEP, en el marco del Plan Nacional de Desarrollo 2001 – 2006, ha establecido en la Línea de Acción 2, la estrategia de “Integrar una cartera de proyectos de alta calidad y rentabilidad”. En este contexto, la Subdirección de la Coordinación Técnica de Explotación, a través de su Gerencia de Información Técnica de Explotación, tiene la responsabilidad de asegurar la suficiencia en calidad y cantidad de la información técnica requerida para desarrollar los estudios de explotación. Estos estudios a su vez, soportan la generación de los proyectos de inversión que integran la cartera de PEP.

Para la validación de la información de los resultados de un análisis de laboratorio PVT, es necesario iniciar con la revisión general de la muestra y del análisis realizado en el laboratorio: El acondicionamiento del pozo, los registros de presión y de temperatura, la toma de la muestra, las condiciones de traspaso y traslado de la muestra, la prueba de representatividad de la muestra en el laboratorio y la medición y consistencia de los parámetros volumétricos.

Se examina el acondicionamiento del pozo para determinar si se realizó correctamente antes de la toma de las muestras. La revisión es sencilla y rápida. Es importante enfatizar que si el pozo no fue acondicionado correctamente, el fluido no es representativo del yacimiento y por ende, el análisis efectuado no será de utilidad.

El registro de presión estático es importante para conocer la presión del yacimiento y determinar si el fluido se encuentra o no en una sola fase. Se estudia el gradiente de presión en función de la profundidad a la que se tomaron las muestras. Esta información confirma el tipo de fluido que se ha analizado. El registro de temperatura asegura que la temperatura de prueba sea la que corresponde a la temperatura de la toma de las muestras.

Con respecto a la toma de la muestra es conveniente tener en cuenta que el pozo no produzca agua, que el gasto sea continuo, además de conocer la cercanía de alguno de los contactos (gas/aceite o aceite/agua). La información requerida para la revisión es adquirida del registro estático y del reporte de toma de muestras. La muestra es considerada como representativa si fue adecuado el procedimiento de recolección.

A través de la prueba de representatividad de la muestra se valora que el traslado y traspaso fueron satisfactorios. Asimismo, se determina la presión de saturación de la muestra a temperatura ambiente. Al cotejar los resultados obtenidos en el laboratorio con los adquiridos del registro del muestreo se decide la validez de la muestra.

El examen de los parámetros volumétricos no es sencillo, requiere de información adicional que no se encuentra en el reporte del análisis. Además, el personal que realice la actividad deberá poseer el conocimiento y la experiencia suficientes para comprender el fenómeno físico que se ha realizado y su relación con las variables que se han evaluado. Como




resultado se determina la confiabilidad de cada uno de los parámetros volumétricos reportados, que son relevantes para el tipo de fluido analizado.

Una vez determinada la calidad de los parámetros volumétricos reportados, es posible obtener una representación o modelo matemático de los fluidos hidrocarburos; que nos permita predecir su comportamiento dentro del yacimiento. Mediante los simuladores de comportamiento de fases, se puede ajustar una ecuación de estado, representativa de las características de las mezclas de hidrocarburos. Al incluirse esta ecuación en los simuladores numéricos de yacimientos, permite representar los cambios sufridos por los fluidos, durante el tiempo de explotación del yacimiento.

MARCO LEGAL Y NORMATIVO

Reglamento de Trabajos Petroleros

I. DISPOSICIONES GENERALES

PRIMERO.- Objeto

Establecer criterios para la validación del análisis de pruebas PVT. Además se establecen criterios de responsabilidad en el manejo de los datos de la certificación de la calidad de la prueba. SEGUNDO.- Ámbito de aplicación

La presente guía será aplicada en forma obligatoria por todos los Activos Integrales de Explotación, la Gerencia Operativa de Contratos de la Región Norte y por la Subdirección de la Coordinación Técnica de Explotación de Pemex Exploración y Producción. TERCERO.- Definiciones

Condensado: Líquido formado por la condensación de la fase gaseosa. Dentro del yacimiento, el "condensado" se forma por la condensación retrógrada de la fase gaseosa al reducir la presión. En la superficie, el "condensado" es una fase de líquido formada por la condensación de la fase gaseosa por la reducción de presión y/o temperatura. Condiciones estándar: 1 atmósfera y 20 ºC.




Diagrama de envolvente de fases: Es la representación gráfica del área limitada por los puntos de saturación de la mezcla de hidrocarburos, en donde coexisten las fases gaseosa y líquida, en la combinación de las variables presión y temperatura. Factor de encogimiento (Sh): Es el inverso del factor de volumen del aceite. Fluido bajosaturado: Líquido capaz de mantener componentes de la fase gas en solución o gas capaz de mantener componentes de líquido en solución a una presión y temperatura dada. Fluidos de Yacimiento: Acumulación natural de compuestos hidrocarburos. El yacimiento de fluidos hidrocarburos puede ser un líquido o un gas y puede contener ciertos compuestos no-hidrocarburos. Los no-hidrocarburos mas importantes es el nitrógeno, bióxido de carbono, sulfuro del hidrógeno, helio, y agua. El agua libre (salmuera) que fluye dentro del pozo no es considerada parte del fluido del yacimiento. Gas saturado: Gas que se encuentra en equilibrio con un líquido a una presión y temperatura específica. Gas Producido (Gp): Es el resultado de la suma de todas las porciones de gas liberado del líquido, en cada una de las etapas durante el agotamiento. Líquido saturado: Líquido que se encuentra en equilibrio con el gas, a una presión y temperatura específica. Presión de saturación: Presión en la cual el gas y el líquido están en equilibrio. Puede utilizarse indistintamente como “presión de burbuja” para líquidos ó “presión de rocío” para gases. Punto de burbuja: El estado de un sistema en fase liquida cuando está en equilibrio con una parte infinitesimal de gas. Punto de rocío: El estado de un sistema en fase gas que está en equilibrio con una cantidad infinitesimal de líquido.




Relación gas aceite: La relación del gasto de gas y de aceite (o condensado) expresado en términos de volumen de gas a condiciones estándar entre volumen de aceite. Esta definición requiere de las condiciones a las que fueron medidos los gastos de gas y aceite. Figura 1.

Figura 1. Relación Gas-Aceite

II. DISPOSICIONES ESPECÍFICAS

CUARTO.-Revisión del acondicionamiento del pozo

1. La revisión del acondicionamiento del pozo se realiza con el fin de conocer la calidad de las muestras colectadas y su representatividad con respecto a los fluidos en el pozo. Se requiere de la información proporcionada al efectuar el acondicionamiento del pozo, es decir, los registros de acondicionamiento del pozo. Para efectuar la revisión son necesarios gráficos que permitan identificar la posible existencia de irregularidades en las mediciones efectuadas.

NOTA 1: El muestreo de fondo, en yacimientos de gas y condensado, no se recomienda debido a la posibilidad de recolectar condensado extra del yacimiento y la dificultad de llevar las muestras a una sola fase antes de realizar la transferencia




en el campo. Por lo tanto esta etapa no es aplicable a yacimientos de gas y condensado, gas húmedo ó gas seco.

2. Revisión de los gastos de aceite y de gas.- Al acondicionar un pozo se registran mediciones del gasto de aceite y del gasto de gas conforme se cambia el diámetro del estrangulador. Estos valores son graficados para determinar su comportamiento. A mayor diámetro de estrangulador deberá presentarse un incremento tanto en el gasto de gas como en el gasto de aceite. En la figura 2 se exhibe un ejemplo.

Figura 2.- Comportamiento de los gastos de gas y aceite respecto al diámetro de estrangulador.

Para cada diámetro de estrangulador se calcula la relación gas/aceite. Los valores obtenidos se grafican. Continuando con el ejemplo, la figura 3 representa la comparación de la relación gas/aceite.

0

500

1000

1500

2000

2500

1 2 3 4

Diámetro de Estrangulador

Qo

0.00

0.50

1.00

1.50

2.00

2.50

3.00

Qg




1150

1200

1250

1300

1350

1400

1450

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7

Diámetro de estrangulador

RGA

Figura 3.- Comparación de la relación gas/aceite con respecto al diámetro del

estrangulador. 3. Criterios para determinar la validez del acondicionamiento del pozo.

a) Se debe observar un incremento en los gastos de gas y de aceite con respecto al diámetro del estrangulador.

b) La relación gas/aceite calculada debe permanecer constante o mostrar una disminución apreciable en su variación, con respecto al diámetro del estrangulador.

NOTA 2: En caso de no observarse el anterior comportamiento, el pozo no se ha acondicionado adecuadamente y antes de tomar la decisión de descartar las muestras, deberá validarse su representatividad.

QUINTO.- Revisión del registro de presiones estático y del registro de temperaturas.

1. A través del análisis del registro estático, del gradiente de presiones y del registro de temperaturas se determina si el fluido se ha recolectado en una sola fase. Basta observar la información incluida en el reporte del registro de presión estático. De esta revisión se obtiene la temperatura a la que se debió haber realizado el estudio, así como el tipo de fluido analizado. Se revisa la gráfica del registro estático, presión contra profundidad. En ella, normalmente, se observan dos pendientes; una que pertenece al fluido bajosaturado y la otra al fluido saturado. Si la profundidad del muestreo corresponde a la curva de bajosaturación, el fluido se encuentra en una sola fase, ya que, por lo general, las




muestras se colectan en las cercanías del nivel de los disparos. Las figuras 4 y 5 muestran dos ejemplos del registro estático por estaciones.

REGISTRO ESTATICO POR ESTACIONES

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

0 25 50 75 100 125 150PRESION (Kg/cm2)

PRO

FUN

DID

AD

(m

Figura 4.- Comportamiento de la presión con respecto a la profundidad para aceites.

El gradiente de presión se proporciona dentro del registro estático. El valor del gradiente calculado a la profundidad del muestreo, debe ser mayor a 0.07 Kg/cm2/m para aceites.




REGISTRO ESTATICO POR ESTACIONES

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

200 225 250 275 300 325PRESION (Kg/cm2)

PRO

FUN

DID

AD

(m)

Figura 5.- Comportamiento de la presión con respecto a la profundidad para gas y

condensado.

En las muestras de gas y condensado, la gráfica del registro estático, presión contra profundidad, generalmente, presenta una sola pendiente que pertenece al fluido saturado. El valor del gradiente calculado a la profundidad del muestreo debe ser menor a 0.03 Kg/cm2/m.

2. Información obtenida de los registros de presiones y temperaturas.

a) Presión al punto de toma de muestra. b) Temperatura en el yacimiento para el estudio. c) Gradiente de presión a la profundidad del muestreo. d) Densidad del fluido a la profundidad del muestreo. e) Tipo de fluido y fase en la que se encuentra (Anexo A).




SEXTO.- Revisión de la prueba de representatividad de la muestra.

1. Se dice que una muestra es representativa cuando los fluidos que la integran se encuentran en una sola fase, y corresponden a los que el yacimiento contiene, a las mismas condiciones. La revisión de la prueba de representatividad de la muestra incluye la verificación del proceso de toma de muestra, así como del traspaso y traslado. A través de la comparación de la presión de saturación de la muestra, a temperatura ambiente, determinada en el laboratorio con respecto a la obtenida en el campo, a las mismas condiciones, se decide la validez de la muestra.

2. Muestras de aceite negro y aceite volátil. La información obtenida en el numeral dos inciso a del apartado quinto, se compara con la presión de saturación obtenida en el laboratorio a la temperatura de yacimiento. Esta temperatura debe ser la misma que la determinada en el numeral dos inciso b del apartado quinto. Si la presión de saturación del reporte de laboratorio es menor que la presión en el yacimiento al punto de toma de muestra, se concluye que la muestra es representativa. En caso contrario, se considera que el fluido recolectado se encontraba en dos fases y por ende no es considerada como representativa. Para que un fluido sea representativo, el gradiente de presión a la profundidad de muestreo debe ser mayor a 0.07 Kg/cm2/m.

3. Muestras de gas húmedo y de gas y condensado.

Las muestras de gas húmedo y de gas y condensado, normalmente, son colectadas en la superficie del pozo. Las muestras deben provenir de la primera etapa de separación, ya sea de una batería o bien de un separador a boca de pozo. Así, la información del muestreo pertenece a dos fluidos, una fase gas y otra líquida, en equilibrio dentro del separador. Posteriormente los fluidos se recombinan en el laboratorio, con una relación gas-aceite correspondiente a la registrada al momento de la toma. La información recolectada durante el muestreo se compara con la obtenida en el laboratorio. Bajo la premisa de que las fases dentro del separador se encuentran en equilibrio, al momento de la toma de las muestras, debe cumplirse que: la presión en el separador es igual al punto de burbuja de la fase líquida y al punto de rocío de la fase gas, a la temperatura de toma de muestras, figura 6. Si esta condición se cumple, las muestras colectadas se consideran representativas.




Figura 6.- Envolvente de fase para las muestras de líquido y gas recolectadas en el

separador.

La temperatura de prueba debe ser a la Temperatura en el yacimiento para el estudio.

4. Muestras de gas seco.

Las muestras de gas seco, normalmente, son colectadas en la superficie del pozo. Las muestras deben provenir de la primera etapa de separación, ya sea de una batería o bien de un separador a boca de pozo. El fluido dentro del separador solo se presenta en una fase, la fase gas. La información recolectada durante el muestreo se compara con la obtenida en el laboratorio. La presión de apertura de la botella porta-muestra, a la temperatura de toma de muestra, debe ser igual a la presión del separador en el momento de la recolección de la muestra.




La temperatura de prueba debe ser igual a la Temperatura en el yacimiento para el estudio.

SÉPTIMO.- Selección de las variables PVT representativas de acuerdo al tipo de

fluido.

1. Para determinar la validez de las pruebas realizadas en el laboratorio y su correspondencia con el tipo de fluido característico del yacimiento, se analizan algunos parámetros del informe de laboratorio, considerados como representativos. En la selección de las variables PVT representativas se eligen, principalmente, las calculadas con las mediciones de la fase predominante en el equipo, a las condiciones de prueba. Se ha observado que se tiene un mejor control en el registro de los parámetros volumétricos de la fase predominante, ya que permanece durante todo el estudio dentro del equipo. A continuación se mencionan algunas de las variables que pueden ser consideradas como representativas para cada tipo de fluido.

2. Muestras de aceite negro y aceite volátil.

En las muestras de aceite negro y aceite volátil la fase predominante, durante el desarrollo de la prueba, es la fase líquida, por lo que las variables PVT representativas son:

a) Para el fluido a las condiciones de yacimiento.

• Presión de saturación.

• Factor de volumen del aceite a la presión de saturación.

• Relación de solubilidad a la presión de saturación.

• Densidad del aceite a la presión de saturación.

b) Para el fluido a las condiciones estándar.

• Densidad del aceite residual.

• Viscosidad del aceite residual.

• Relación gas-aceite en la prueba de Separación en Etapas.




3. Muestras de gas húmedo y de gas y condensado. En las muestras, tanto de gas húmedo, como de gas y condensado, obviamente, predomina la fase gas durante el desarrollo de la prueba y las variables PVT representativas son:


• Presión de saturación. (Punto de rocío)

• Factor de volumen del gas a la presión de saturación.

• Condensado máximo retrógrado.


• Densidad del condensado residual.


4. Muestras de gas seco. Para las muestras de gas seco se consideran como variables PVT representativas:


• Factor de volumen del gas.

• Densidad del gas.

OCTAVO.- Revisión de las variables PVT representativas de acuerdo al tipo de fluido.

1. Del informe proporcionado por el laboratorio, en donde se realizaron las pruebas del Análisis PVT Composicional, se adquieren los valores de los parámetros representativos al tipo de fluido, de acuerdo al numeral séptimo. Selección de las variables PVT representativas de acuerdo al tipo de fluido. Se revisan las variables PVT representativas para tener la seguridad de su consistencia de acuerdo al tipo de fluido. Para la realización del trabajo se requiere de gráficos y tablas que permiten observar las tendencias de los parámetros volumétricos y compararlas con valores “tipo”.




2. Muestras de aceite negro. Para determinar la validez de los valores obtenidos en las pruebas realizadas en el laboratorio, se efectúa una comparación con los valores mostrados en las tablas y gráficas del Anexo B, así como del Anexo C. De donde se obtiene la siguiente información:


• Presión de saturación. La presión de saturación en aceites negros, normalmente, es una presión baja, menor a los 100 Kg/cm2.

• Factor de volumen del aceite a la presión de saturación. El máximo valor esperado es de 1.6 m3/m3.

• Se revisa la gráfica del factor de volumen del aceite contra la presión. Se verifica que la curva en la región saturada no presente una doble tendencia.




VARIACION DEL FACTOR DE VOLUMEN DEL ACEITE CON LA PRESION A Ty

1.00

1.05

1.10

1.15

1.20

1.25

1.30

0 50 100 150 200 250 300

PRESION (Kg/cm2)

FAC

TOR

DE

VOLU

MEN

DEL

AC

EITE

(m3/

m3)

Presión de Saturación

Región Bajosaturada

RegiónSaturada

Una sola tendencia

Figura 7.- Ejemplo de la variación del factor de volumen del aceite con respecto a la

presión en un aceite negro.

• Relación de solubilidad a la presión de saturación. El máximo valor esperado es de 200 m3/m3

• Se revisa la gráfica de la relación de solubilidad del aceite contra la presión. Se verifica que la curva en la región saturada no presente una doble tendencia.




VARIACION DE LA RELACION GAS DISUELTO ACEITE CON LA PRESION A Ty

0

10

20

30

40

50

60

70

0 25 50 75 100 125

PRESION (Kg/cm2)

REL

AC

ION

GA

S D

ISU

ELTO

AC

EITE

(m3/

m3)



Región Saturada

Una sola tendencia

Figura 8.- Ejemplo de la variación de la relación de solubilidad del aceite con respecto a

la presión en un aceite negro.

• Densidad del aceite a la presión de saturación. El valor mínimo esperado es de 0.75 g/cm3.

• Se revisa la gráfica de la densidad del aceite contra la presión. Se verifica que la curva en la región saturada no presente una doble tendencia.




VARIACION DE LA DENSIDAD DEL ACEITE CON LA PRESION A Ty

0.80

0.85

0.90

0.95

0 50 100 150 200 250 300

PRESION (Kg/cm2)

DEN

SID

AD

DEL

AC

EITE

A C

.Y. (

g/cm

3)



RegiónSaturada

Una sola tendencia

Figura 9.- Ejemplo de la variación de la densidad del aceite con respecto a la presión en

un aceite negro.


• Densidad del aceite residual. El valor mínimo esperado es de 0.88 g/cm3.

• Viscosidad del aceite residual. Los valores son generalmente altos, y recientemente se han detectado componentes asfaltenos en las mezclas de hidrocarburos, lo que dificulta establecer rangos en esta propiedad.

• Relación gas-aceite en la prueba de Separación en Etapas. El valor de RGA debe ser menor a la relación de solubilidad a la presión de saturación (valor




mínimo esperado de 200 m3/m3). Primero, no pueden ser iguales porque se obtienen a través de dos procesos diferentes, y segundo es menor la RGA porque es mayor la eficiencia de separación en la prueba de separación diferencial.

3. Muestras de aceite volátil. Para determinar la validez de los valores obtenidos en las pruebas realizadas en el laboratorio, se efectúa una comparación con los valores mostrados en las tablas y gráficas del Anexo B, así como del Anexo C. De donde se obtiene la siguiente información:


• Presión de saturación. La presión de saturación en aceites ligeros, normalmente, es una presión mayor a los 100 Kg/cm2.

• Factor de volumen del aceite a la presión de saturación. El mínimo valor esperado es de 1.6 m3/m3.

• Se revisa la gráfica del factor de volumen del aceite contra la presión. Se verifica que la curva en la región saturada presente una doble tendencia.




VARIACION DEL FACTOR DE VOLUMEN DEL ACEITE CON LA PRESION A Ty

1.00

1.10

1.20

1.30

1.40

1.50

1.60

1.70

1.80

1.90

0 50 100 150 200 250 300 350

PRESION (Kg/cm2)

FAC

TOR

DE

VOLU

MEN

DEL

AC

EITE

(m3/

m3)



Región Saturada

Doble Tendencia

Figura 10.- Ejemplo de la variación del factor de volumen del aceite con respecto a la

presión en un aceite volátil.

• Relación de solubilidad a la presión de saturación. El mínimo valor esperado es de 200 m3/m3.

• Se revisa la gráfica de la relación de solubilidad del aceite contra la presión. Se verifica que la curva en la región saturada presente una doble tendencia.




VARIACION DE LA RELACION GAS DISUELTO ACEITE CON LA PRESION A Ty

0

50

100

150

200

250

0 50 100 150 200 250 300

PRESION (Kg/cm2)

REL

AC

ION

GA

S D

ISU

ELTO

AC

EITE

(m3/

m3)



Región Saturada

Doble Tendencia

Figura 11.- Ejemplo de la variación de la relación de solubilidad del aceite con respecto

a la presión en un aceite volátil.

• Densidad del aceite a la presión de saturación. El valor máximo esperado es de 0.75 g/cm3.

• Se revisa la gráfica de la densidad del aceite contra la presión. Se verifica que la curva en la región saturada presente una doble tendencia.




VARIACION DE LA DENSIDAD DEL ACEITE CON LA PRESION A Ty

0.55

0.60

0.65

0.70

0.75

0.80

0 50 100 150 200 250 300 350 400

PRESION (Kg/cm2)

DEN

SID

AD

DEL

AC

EITE

A C

.Y. (

g/cm

3)

Presión de saturación

Región BajosaturadaRegión Saturada

Doble Tendencia

Figura 12.- Ejemplo de la variación de la densidad del aceite con respecto a la presión

en un aceite volátil.


• Densidad del aceite residual. El valor debe encontrarse entre 0.75 g/cm3 y 0.85 g/cm3.

• Viscosidad del aceite residual. El valor normalmente, es menor a 10 cp, sin que esto sea determinante.

• Relación gas-aceite en la prueba de Separación en Etapas. El valor de RGA debe ser menor a la relación de solubilidad a la presión de saturación




(mínimo valor esperado de 200 m3/m3). Primero, no pueden ser iguales porque se obtienen a través de dos procesos diferentes, y segundo es menor la RGA porque es mayor la eficiencia de separación en la prueba de separación diferencial.

4. Muestras de gas y condensado. Para determinar la validez de los valores obtenidos en las pruebas realizadas en el laboratorio, se efectúa una comparación con los valores mostrados en las tablas y gráficas del Anexo B, así como del Anexo C. De donde se obtiene la siguiente información:


• Presión de saturación. (Punto de rocío). La presión de saturación normalmente, es superior a 250 Kg/cm2.

• Factor de volumen del gas a la presión de saturación. El máximo valor esperado es de 5 x 10-3 m3/m3.

• Condensado máximo retrógrado. El valor máximo esperado es de 50%.




VARIACION DEL CONDENSADO RETROGRADO CON LA PRESION A Ty

0.00

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

0 50 100 150 200 250 300 350 400

PRESION (Kg/cm2)

CO

ND

ENSA

DO

RET

RO

GR

AD

O (

%)

Máximo Condensado Retrógrado

Figura 13.- Ejemplo de la variación del condensado retrógrado con respecto a la

presión en un gas y condensado.


• Densidad del condensado residual. El valor debe encontrarse entre 0.75 g/cm3 y 0.82 g/cm3.




• Relación gas-aceite en la prueba de Separación en Etapas. El valor debe encontrarse entre 500 m3/m3 y 10,000 m3/m3.

5. Muestras de gas húmedo. Para determinar la validez de los valores obtenidos en las pruebas realizadas en el laboratorio, se efectúa una comparación con los valores mostrados en las tablas y gráficas del Anexo B, así como del Anexo C. De donde se obtiene la siguiente información:


• Presión de saturación. (Punto de rocío). La presión de saturación normalmente, es superior a 250 Kg/cm2.

• Factor de volumen del gas a la presión de saturación. El máximo valor esperado es de 5 x 10-3 m3/m3.

• Condensado máximo retrógrado. El valor máximo esperado es de 20%.




VARIACION DEL CONDENSADO RETROGRADO CON LA PRESION A Ty

0.00

2.00

4.00

6.00

8.00

10.00

12.00

14.00

16.00

18.00

0 20 40 60 80 100 120 140

PRESION (Kg/cm2)

CO

ND

ENSA

DO

RET

RO

GR

AD

O (

%)

Máximo Condensado Retrógrado

Figura 14.- Ejemplo de la variación del condensado retrógrado con respecto a la

presión en un gas húmedo.

b) Para el fluido a las condiciones estándar

• Densidad del condensado residual. El valor debe encontrarse entre 0.75 g/cm3 y 0.80 g/cm3.




• Relación gas-aceite en la prueba de Separación en Etapas. El valor mínimo esperado es de 10,000 m3/m3.

6. Muestras de gas seco. Para determinar la validez de los valores obtenidos en las pruebas realizadas en el laboratorio, se efectúa una comparación con los valores mostrados en las tablas y gráficas del Anexo B, así como del Anexo C. De donde se obtiene la siguiente información:


• Factor de volumen del gas. El máximo valor esperado es de 0.01 m3/m3.

• Densidad del gas. El máximo valor esperado es de 0.1 g/cm3.

NOVENO.- Análisis de las variables PVT representativas a través de un Simulador de

Comportamiento de Fase.

1. En el análisis del comportamiento del yacimiento, así como en el diseño de equipos de producción y el cálculo de reservas de petróleo, es importante contar con una buena caracterización de los fluidos hidrocarburos contenidos en el yacimiento. De ahí la importancia de realizar una validación de la información obtenida de las pruebas efectuadas sobre los fluidos del yacimiento. Las propiedades de la mezcla de hidrocarburos y su composición se calculan en el laboratorio sobre una muestra tomada, preferentemente, en el fondo del pozo, o bien en la superficie, colectada de acuerdo a las necesidades del cliente. El comportamiento volumétrico y composicional del fluido se define en términos de sus condiciones de presión y temperatura; así, un hidrocarburo puede encontrarse en fase líquida o gaseosa, dependiendo de las condiciones de presión y temperatura a las que esté sometido. A través del Análisis PVT Composicional se determina la forma en que las variaciones de las condiciones repercuten en el comportamiento del fluido. La caracterización de los fluidos hidrocarburos consiste en reproducir, mediante una ecuación de estado cúbica, el comportamiento de las fases de la mezcla de hidrocarburos, a partir de la determinación experimental de ciertas propiedades volumétricas y de un análisis composicional. En la validación del análisis de pruebas PVT, los parámetros representativos, de acuerdo al tipo de fluido, se eligen en base al numeral séptimo, selección de las variables PVT representativas de acuerdo al tipo de fluido. La revisión y validación de esos parámetros se realiza como en el numeral octavo, revisión de las variables




PVT representativas de acuerdo al tipo de fluido. En esta última etapa, numeral noveno, análisis de las variables PVT representativas a través de un Simulador de Comportamiento de Fase, se busca reproducir las relaciones entre la presión, el volumen, la temperatura y la composición, para la mezcla de hidrocarburos en estudio, a través de un simulador de comportamiento de fases.

2. Información requerida para iniciar la caracterización PVT de los fluidos

hidrocarburos.

• Composición del fluido original.

• Densidad de la fracción pesada.

• Peso molecular de la fracción pesada.

COMPONENTE COMPOSICIÓN (% mol)

N2 0.258 CO2 0.472 H2S 0.053 C1 35.949 C2 6.609 C3 4.904

I-C4 0.661 N-C4 3.72 I-C5 1.588 N-C5 2.512 C6 4.434

C7+ 38.840

TOTAL 100.000

PESO MOLECULAR DE C7’s+ 218.800 DENSIDAD DE C7’s+ 0.8583

Figura 15.- Ejemplo de la composición del fluido original y características de la fracción pesada.




3. Procedimiento para iniciar la caracterización PVT de los fluidos hidrocarburos.

• Cargar la información en el simulador de comportamiento de fase.

• Calcular la envolvente de fases.

• Verificar la presión de saturación a las condiciones de yacimiento (Ty).

• Verificar la presión de saturación a las condiciones estándar (Tstd).

NOTA 2: Para fluidos del tipo gas seco no se verifica la presión de saturación. En caso de que durante la simulación del comportamiento de fases a las condiciones de yacimiento, se obtengan valores de presión de saturación, el fluido no corresponde a esta clasificación.

Figura 16.- Ejemplo de la envolvente de fases característica de un aceite volátil.




Presión de Saturación Ty

Resultados Laboratorio

Resultados Simulador

Kg/cm2 Kg/cm2

150.00 149.95

Figura 17.- Ejemplo de la verificación de la presión de saturación a temperatura de yacimiento.

4. Procedimiento para la caracterización de los fluidos hidrocarburos del tipo aceite

negro y aceite volátil.

a) Cargar la información de los experimentos reportados por el laboratorio dentro del simulador de comportamiento de fases.

• Separación a Masa Constante.

• Separación Diferencial Convencional ó Separación Diferencial a Volumen Constante.

• Separación en Etapas.

b) Verificar la presión de saturación a las condiciones de yacimiento (Ty). Comparar los resultados del simulador con los experimentales.

• Factor de volumen del aceite a la presión de saturación.

• Relación de solubilidad a la presión de saturación.


• Relación gas-aceite de la prueba de Separación en Etapas.

c) En caso de no existir una coincidencia de los valores observados y calculados se realiza una regresión a los primeros. Se modifican las propiedades críticas de la fracción pesada.

d) El procedimiento anterior se repite hasta lograr una coincidencia (ajuste) entre los valores observados y los calculados, pudiendo existir una tolerancia en la presión de saturación (punto de burbuja) y densidad del aceite residual no mayor al 2%, factor de volumen del gas a la presión de saturación y la relación gas-aceite en la prueba de Separación en Etapas no mayor al 10%.




5. Procedimiento para la caracterización de los fluidos hidrocarburos del tipo gas húmedo y de gas y condensado.

a) Cargar la información de los experimentos reportados por el laboratorio en el simulador de comportamiento de fase.


• Separación Diferencial a Volumen Constante.

• Separación en Etapas.

b) Verificar la presión de saturación a las condiciones de yacimiento (Ty) en el caso de gas y condensado. Comparar los resultados del simulador con los experimentales.

• Factor de volumen del gas a la presión de saturación.

• Condensado máximo retrógrado.


• Viscosidad del aceite residual.



d) El procedimiento anterior se repite hasta lograr una coincidencia (ajuste) entre los valores observados y los calculados, pudiendo existir una tolerancia en la presión de saturación, densidad del aceite residual y viscosidad del aceite residual no mayor al 2%, factor de volumen del gas a la presión de saturación no mayor al 1%, la relación de solubilidad a la presión de saturación y la relación gas-aceite en la prueba de Separación en Etapas no mayor al 10%.

6. Procedimiento para la caracterización de los fluidos del tipo gas seco.

a) Cargar la información de los experimentos reportados por el laboratorio en el simulador de comportamiento de fase.





b) Comparar los resultados del simulador con los experimentales.

• Factor de volumen del gas.

• Densidad del gas.


d) El procedimiento anterior se realiza hasta lograr una coincidencia (ajuste) entre los valores observados y los calculados, pudiendo existir una tolerancia en el factor de volumen del gas y densidad del gas no mayor al 10%.

FACTOR DE VOLUMEN DEL ACEITE

1.00

1.10

1.20

1.30

1.40

1.50

1.60

1.70

1.80

0 150 300 450 600 750 900 1050

PRESION ((kg/cm2)

Bo

(m3/

m3)

ObservadosCalculados

Figura 18. Ejemplo de ajuste de comportamiento del factor de volumen del aceite.




RELACION DE SOLUBILIDAD

0.00

20.00

40.00

60.00

80.00

100.00

120.00

140.00

160.00

180.00

0 150 300 450 600 750 900 1050

PRESION ((kg/cm2)

Rs

(m3/

m3)


Figura 19. Ejemplo del ajuste de la relación de solubilidad.




DENSIDAD DEL ACEITE

0.50

0.55

0.60

0.65

0.70

0.75

0.80

0.85

0.90

0.95

1.00

0 150 300 450 600 750 900 1050

PRESION (kg/cm2)

DEN

SID

AD

(gr/c

m3)

Observados

Calculados

Densidad del aceite residual OBS

Densidad del aceite residual CALC

Figura 20. Ejemplo del ajuste de la densidad del aceite.




VISCOSIDAD DEL ACEITE

0.00

0.20

0.40

0.60

0.80

1.00

1.20

1.40

1.60

0 50 100 150 200 250 300 350

PRESION ((kg/cm2)

VISC

OSI

DA

D (c

p)


Figura 21. Ejemplo del ajuste de la viscosidad del aceite.

DÉCIMO.- Métodos adicionales de validación.

a) Graficar la composición del gas producido yi en una escala logarítmica vs la presión. Se deberán observar líneas suaves. Cualquier distorsión en la gráfica será generalmente una indicación de errores en los experimentos PVT.

b) Una revisión aplicable a fluidos de condensados retrógrados es por medio del

factor de desviación de las dos fases. Los valores calculados no deberán diferir en más de una unidad en el tercer decimal, respecto los valores observados, para todos los casos. Esta revisión no es definitiva; por lo tanto aún cuando esté satisfecha, no es prueba concluyente de que los datos experimentales con consistentes.

c) La composición de los líquidos remanentes en la celda, después de la última etapa de separación, deberán ser comparados contra los valores calculados. La diferencia entre ellos deberá ser menor que el 1%.

d) Otra gráfica de gran utilidad es la del logaritmo de la composición del líquido xi,

contra la presión. Se deberán observar líneas suaves. Cualquier distorsión en la gráfica será generalmente una indicación de errores en los experimentos PVT.




e) La verificación más importante y sensible para determinar la consistencia en los

datos experimentales PVT, es la que se obtiene a través de un procedimiento de balance de materia contra la presión. Las curvas graficadas deberán tener una tendencia paralela, sin distorsiones o cruce entre ellas. Deberán tener el siguiente orden:

1. Nitrógeno 2. Metano 3. Bióxido de carbono 4. Etano 5. Sulfuro de hidrógeno 6. Propano 7. Isobutano 8. Butano 9. Isopentano 10. Pentano 11. Hexano 12. Heptano +

Cualquier alteración respecto al orden anterior indica errores en la consistencia de los experimentos PVT.

f) Una gráfica del logaritmo de Ki contra la temperatura de ebullición Ti de los diferentes componentes de la mezcla de hidrocarburos es también una revisión de la consistencia de los datos experimentales. Para experimentos bien realizados, esta gráfica deberá parecerse mucho a una línea recta. Se deberán observar líneas suaves. Cualquier distorsión en la gráfica será generalmente una indicación de errores en los experimentos PVT. El orden de los componentes deberá ser el mismo que el punto anterior. Cualquier variación indicará errores en la consistencia de los experimentos PVT DÉCIMO PRIMERO.- Manejo de la información

Dada la importancia y alto costo de un análisis de este tipo, es obligatorio que la entidad que haya solicitado un análisis PVT, realice la validación de éste en un término no mayor a un mes, a partir de la fecha en que lo haya recibido. La revisión se consignará en un informe, firmado por el ingeniero especialista, en el cual se especifiquen cada uno de los criterios de revisión que apliquen. Dicho documento será resguardado (en formato PDF) en el sistema que la Gerencia de Información Técnica de Explotación indique.




TRANSITORIOS

PRIMERO.- La presente “Guía para la validación del análisis de pruebas de laboratorio

PVT “, entrará en vigor a partir de la fecha en que sea autorizada por la Dirección de PEP.

SEGUNDO.- La interpretación y actualización de la presente guía corresponderá a la

Gerencia de Información Técnica de Explotación de la Subdirección de la Coordinación de

Explotación de PEP.




Anexo A: Tipos de fluidos de Yacimiento.

La figura A-1 ilustra las seis clases de fluido de yacimiento enumerados anteriormente. El comportamiento del fluido (envolvente de fase) se muestra en función de la temperatura (T) y de la presión (P). La región dentro de la envolvente de fase indica las condiciones de temperatura y de presión en las cuales el fluido del yacimiento está en dos fases (gas y líquido). La línea marcada como "Pb" indica las condiciones de T y de P donde el fluido se encuentra en el punto de burbuja, mientras que el "Pr" denota la localización del punto de rocío. El punto "C" indica el punto crítico del fluido.

Figura A-1. Comportamiento Típico Presión vs. Temperatura.

La figura 1a representa un gas seco. Se observa que, a la temperatura de yacimiento, nunca se cruza la región de dos fases en ninguna presión. Como consecuencia, el fluido siempre se encuentra en estado gaseoso en el yacimiento. En la figura, el cuadro pequeño representa la temperatura y presión aproximada en las cuales los separadores superficiales del campo funcionan típicamente (condiciones de separación). Se aprecia que, a las condiciones del separador, el fluido no se encuentra dentro de la región de dos fases y por lo tanto, ningún líquido se recuperará a




las condiciones de operación del separador. Así, el gas seco mantendrá su condición tanto en el yacimiento como en la superficie. La figura 1b presenta el comportamiento de un gas húmedo. De la misma forma que el gas seco, representado en la figura 1a, el fluido no atraviesa la región de dos fases a ninguna presión, a temperatura de yacimiento; por lo que se considera que es un gas "seco" en el yacimiento. Sin embargo, a temperaturas más bajas y a las presiones encontradas en los separadores superficiales, el fluido se encuentra en dos fases. El cuadro pequeño de la figura muestra las condiciones de separación. El gas húmedo puede producir condensado en los separadores.

La figura 1c muestra el comportamiento de fase de un gas y condensado (a veces llamado condensado retrógrado del gas). Aquí vemos que, a la temperatura del yacimiento y altas presiones el fluido puede estar en una sola fase (gas), pero cuando la presión declina durante la vida de producción del yacimiento, el fluido entrará en la región de dos fases pasando por el punto de rocío. En presiones por debajo de la presión del punto de rocío, el fluido condensará en el yacimiento. El cuadro pequeño de la figura muestra las condiciones de separación. El fluido nunca abandona la región de dos fases por lo que se espera que condense a las condiciones de separación.




La figura 1d ilustra un fluido crítico, su característica principal es que la temperatura del yacimiento es idéntica a la temperatura crítica del fluido. Aunque no es evidente en la ilustración, un fluido que pasa a través de su punto crítico se separara en volúmenes iguales de vapor y de líquido a la presión crítica. Así, grandes cantidades de gas y de líquido se forman instantáneamente en el yacimiento con las caídas de presión, por debajo de la presión crítica. Incluso si la temperatura del yacimiento no es exactamente igual a la temperatura crítica (fluido "cercano al crítico"), se forman, inmediatamente, dos fases de alta saturación por la reducción de la presión por debajo de la presión de saturación. Si la temperatura del yacimiento está justo por encima de la temperatura crítica, el fluido cercano al punto crítico se comportará como condensado muy rico. Si la temperatura está justo por debajo de la temperatura crítica, el fluido se comportará como un aceite muy volátil. Este comportamiento es muy sensible a los cambios de temperatura y requiere de mediciones exactas de la temperatura del yacimiento para interpretar correctamente los datos de la prueba de laboratorio.

La figura 1e representa el comportamiento de un aceite volátil. Este fluido se caracteriza por tener una temperatura crítica levemente superior a la temperatura del yacimiento. Así, mientras que el fluido puede ser un líquido bajosaturado a altas presiones, se separará en dos fases a presiones más bajas, pasando por el punto de burbuja según lo demuestra la ilustración. Los aceites volátiles se definen por el hecho de obtener grandes saturaciones de gas a presiones levemente inferiores a la presión de burbuja (es decir, el gas sale rápidamente del aceite y la fase aceite se contrae rápidamente mientras la presión se reduce por debajo del punto de burbuja).




La figura 1f muestra el comportamiento de un aceite negro. Como en la figura 1e, el fluido puede ser líquido en una fase a altas presiones en el yacimiento, pero la reducción de la presión durante el agotamiento del yacimiento conducirá a la región de dos fases una vez que el fluido pase a través del punto de burbuja. En contraste con los aceites volátiles, el desprendimiento del gas no es tan rápido cuando se tienen presiones inferiores al punto de la burbuja, las saturaciones de gas en el yacimiento se presentan gradualmente, y el aceite tiene un menor encogimiento.




Anexo B: Características de los yacimientos petroleros.

TABLA B-1 CARACTERÍSTICAS DE LOS YACIMIENTOS DE ACEITE Y GAS DISUELTO

YACIMIENTOS DE ACEITE Y GAS DISUELTO

Tipo de Fluido DE BAJO ENCOGIMIENTO (ACEITE NEGRO)

DE ALTO ENCOGIMIENTO (ACEITE VOLÁTIL)

Diagrama de Fase

Temperatura Ty < Tc Ty ≤ Tc

Punto Crítico PC a la derecha de la Cricondenbara

PC cercano a la Cricondenbara

Estado en el Yacimiento

Si P> Pb @ Ty ⇒ Yacimiento Bajosaturado

(1 Fase)

Si P ≤ Pb @ Ty ⇒ Yacimiento Saturado

(2 Fases)

Si P> Pb @ Ty ⇒ Yacimiento Bajosaturado

(1 Fase)

Si P ≤ Pb @ Ty ⇒ Yacimiento Saturado

(2 Fases) Curvas de Calidad Muy pegadas a la línea de puntos de

rocío Más separadas de la línea de puntos

de rocío Singularidades --------- ---------

Producción en Superficie Dentro de la región de 2 F Dentro de la región de 2 F

Composición Grandes cantidades de pesados en mezcla original

Grandes cantidades de intermedios en mezcla original

RGA (m3/m3) < 200 200 – 1,000 Densidad liquido (gr/cm3) ≥ 0.88 0.78 - 0.87 Color del Líquido Obscuro Ligeramente obscuro




TABLA B-2 CARACTERÍSTICAS DE LOS YACIMIENTOS DE GAS

YACIMIENTOS DE GAS

Tipo de Fluido GAS Y CONDENSADO GAS HÚMEDO GAS SECO

Diagrama de Fase

Temperatura Tc < Ty < Cricondenterma Ty > Cricondenterma Ty > Cricondenterma

Punto Crítico PC a la izquierda de la Cricondenbara

PC a la izquierda de la Cricondenbara

PC a la izquierda de la Cricondenbara

Estado en el Yacimiento

Si P> Pr @ Ty ⇒ Yacimiento Bajosaturado

(1 Fase)

Si P ≤ Pr @ Ty ⇒ Yacimiento Saturado

(2 Fases)

P @ Ty nunca entra en la región de dos fases.

En el yacimiento se encuentra en estado

gaseoso.

P @ Ty nunca entra en la región de dos fases.

Siempre se encuentra en estado gaseoso.

Curvas de Calidad

Tienden a pegarse a la línea de puntos de burbuja

Más pegadas a la línea de puntos de burbuja

Casi pegadas a la línea de puntos de burbuja

Singularidades Fenómenos retrógrados --------- ---------

Producción en Superficie Dentro de la región de 2 F Dentro de la región de 2 F Fuera de la región de 2 F

Composición Regulares cantidades de

compuestos intermedios en la mezcla original

Pequeñas cantidades de compuestos intermedios en

la mezcla original

Solo compuestos ligeros en la mezcla original

RGA (m3/m3) 500 – 15,000 10,000 – 20,000 --------- Densidad liquido (gr/cm3) 0.75 – 0.82 0.75 - 0.80 ---------

Color del Líquido Ligeramente coloreado Casi transparente ---------




Anexo C: Comportamiento de fase a las condiciones del yacimiento de fluidos del Área Mesozoica Chiapas-Tabasco-Campeche (Colorida)

TABLA C-1 CARACTERÍSTICAS DE LOS YACIMIENTOS DE ACEITE Y GAS DISUELTO

YACIMIENTOS DE ACEITE Y GAS DISUELTO

CLAVE YACIMIENTO ρoPb ρoRD Rsi

1 CHAC 0.8061 0.9474 64

2 CANTARELL 0.7880 0.9310 85

3 KU 0.7585 0.9155 107

4 ABKATUN 0.6880 0.8847 130

5 ARTESA 0.6800 0.8891 169

6 TOPEN 0.6620 0.8836 208

7 MUNDO NUEVO 0.6490 0.8748 262

8 A. J. BERMUDEZ 0.5895 0.8783 273

9 SITIO GRANDE 0.5640 0.8653 302

10 MORA 0.5690 0.8328 289

11 RIO NUEVO 0.5410 0.8520 363

12 CACTUS 0.5320 0.8469 378

13 NISPERO 0.5650 0.8511 315

14 COMOAPA 0.5510 0.8601 355

15 SUNUAPA 0.5780 0.8696 361

16 CACHO LOPEZ 0.4880 0.8412 486

17 CARDENAS 0.5116 0.8623 419

18 AGAVE 0.4180 0.8587 482

19 ARROLLO ZANAPA 0.4540 0.8443 607

20 PAREDON 0.4020 0.8367 670




TABLA C-2

CARACTERÍSTICAS DE LOS YACIMIENTOS DE GAS Y CONDENSADO

YACIMIENTOS DE GAS Y CONDENSADO

CLAVE YACIMIENTO COND. RET. MAX. ρoRD

A PAREDON 50.5 0.8336

B FENIX 36.0 0.8424

C TOPEN 31.2 0.8082

D GIRALDAS 28.5 0.8257

E MUNDO NUEVO 28.5 0.7927

F COPANO 26.2 0.8053

A CHIAPAS 21.0 0.8141

B IRIS 19.0 0.8137

C AGAVE 18.1 0.8256

D JUSPI 15.9 0.8145

E CARMITO 15.1 0.8110




GRÁFICA C-1.- COMPORTAMIENTO DE LA FASE LÍQUIDA CON RESPECTO A LA PRESIÓN DE SATURACIÓN.




Anexo D: Referencias.

1. Petroleum Society. Determination of Oil and Gas Reserves. First Edition, 1994. 2. Amyx Bass & Whiting. Petroleum Reservoir Engineering. McGraw-Hill, New York,

1990. 3. Thomas C. Frick & R. William Taylor. Petroleum Production Handbook, Vol. II, Society

of Petroleum Engineers of AIME, Dallas, Texas, 1962. 4. Natural Gasoline Supply Men’s Association. Engineering Data Book, Natural Gasoline

Association of America. Tulsa, Oklahoma, 1957. 5. Samaniego-V., F., Bashbush-B., J. L., León-G, A., Mazariegos-U., C., Corona-B., A.,

Castillo-P., P. F.; On the Validation of PVT Compositional Laboratory Experiments; SPE 91505, SPE ATCE, 2004.

guia para validacion de analisis pvt

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