wellflo basico ii

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Curso Básico WellFloDatos PVT


El estudio del comportamiento del gas y el liquido en Yacimientos de Hidrocarburo es una función de: La presión, la composición y la Temperatura: Bo, Bg, Rs, Pbµo, µg.

IMPORTANCIA IMPORTANCIA PVTPVT

• Determinación de reservas de hidrocarburos.

• Simulación y estudio de Yacimientos.

• Diseño de Facilidades de Superficie.

Propiedades de FluidosPropiedades de Fluidos


DefiniciDefinicióón de las Propiedadesn de las PropiedadesPetrPetróóleo Negro.leo Negro.

Rs

Bo

µο

ρο

PRESIÓNPb

SOLUBILIDAD DEL GAS EN EL PETRÓLEO:Son los PCN de gas que un barril normal de petróleo liberóo vaporizó desde las condiciones de P y T del yacimiento hasta las condiciones normales de P y T.

SOLUBILIDAD DEL GAS EN EL PETRÓLEO:Son los PCN de gas que un barril normal de petróleo liberóo vaporizó desde las condiciones de P y T del yacimiento hasta las condiciones normales de P y T.

FACTOR VOLUMÉTRICO DEL PETRÒLEO:Es el volumen en Bls, que un barril normal de petróleo mas su gas en solución, ocupan a las condiciones de P y T del yacimiento.

FACTOR VOLUMÉTRICO DEL PETRÒLEO:Es el volumen en Bls, que un barril normal de petróleo mas su gas en solución, ocupan a las condiciones de P y T del yacimiento.

VISCOSIDAD DEL PETRÒLEO:Es la resistencia al flujo que el petróleo ofrece a determinadas condiciones de P y T del yacimiento se mide en centipoise.

VISCOSIDAD DEL PETRÒLEO:Es la resistencia al flujo que el petróleo ofrece a determinadas condiciones de P y T del yacimiento se mide en centipoise.

DENSIDAD DEL PETRÒLEO:Es la masa por unidad de volumen que el petróleo posee a determinadas condiciones de P y T del yacimiento se mide en lbm/pie3.

DENSIDAD DEL PETRÒLEO:Es la masa por unidad de volumen que el petróleo posee a determinadas condiciones de P y T del yacimiento se mide en lbm/pie3.

Expansión

(-) Rs


• MediciMedicióón en Laboratorio:n en Laboratorio:

− Muestra de Fondo.

− Muestra recombinada en superficie.

• EoSEoS con apropiadas calibracionescon apropiadas calibraciones.

• Correlaciones empCorrelaciones empííricasricas.

DeterminaciDeterminacióón de propiedades n de propiedades PVTPVT


• Deben simular el proceso de liberación gas - petróleo desde el yacimiento hasta los separadores.

• Dos tipos de liberación ocurren:

* DIFERENCIAL.

* INSTANTÁNEA

AnAnáálisis PVTlisis PVT


ConstantConstant VolumeVolume DepletionDepletion ((CVDCVD))LiberaciLiberacióón Diferencialn Diferencial

• Diseñado para aproximarse al proceso de depleción en

el Yacimiento

• Expansión a Volumen Constante.

• A cada presión, el vapor excedente a condiciones de

Volumen Saturado es retirado.

• Información Registrada: (VLi, VLRj, VGj, VGj-SC, VGTj-

SC, VGT-SC, VLRf, VLRf-SC).


LiberaciLiberacióón Diferencialn Diferencial

• Cantidad de gas en solución en función de la presión (Rs),

• Cambio del volumen de petróleo en función de la presión (Bo),

• Propiedades del gas liberado como composición, compresibilidad, gravedad especifica,

• Densidad del petróleo remanente en función de la presión.

InformaciInformacióón Obtenida:n Obtenida:



SCLRf

SCGTjSCGTsdj V

VVR

−

−− −=

SC

L

SCLRf

LRjodj V

VVV

B ==−


P3 P2 Pb Pi PRESIÓN

PUNTO DE BURBUJEO

Vo3

Vo2

Vt2Vt3

VOLU

MEN

Vb

Vi

VariaciVariacióón Presin Presióónn--Volumen durante la Volumen durante la liberaciliberacióón diferencialn diferencial


ConstantConstant CompositionComposition ExpansionExpansion (CCE)(CCE)LiberaciLiberacióón Instantn Instantááneanea

• Presión de saturación (Burbuja, Rocío),

• Coeficiente de compresibilidad,

• Factor de compresibilidad del gas,

• Volumen total de hidrocarburos en función de la presión

• Expansión a Composición constante.

• A cada presión, el gas liberado permanece en contacto

con el liquido en la cámara

Información Obtenida:



PETRÓLEO

p1 p2 p =p3 b p4 p5 p6

V1

V5V6

V4

V2 V3PETRÓLEO

PETRÓLEO

PETRÓLEO

PETRÓLEO

PETRÓLEO

> > >>

GAS GASGAS



Satl VVV =Re

)1/(*)()(−

−=

Satabs VVPPPsatY


p6

V6

V5

V4

V3V2 V1

p3 p2 p1 PRESIÓN

PUNTO DE BURBUJEO

VO

LUM

EN

TOT A

L

VariaciVariacióón Presin Presióónn--Volumen durante la Volumen durante la

LiberaciLiberacióón Instantn Instantáánea (CCE)nea (CCE)


Prueba de SeparadorPrueba de Separador

• Determina los cambios en el comportamiento Volumétrico del fluido al pasar por Separadores y Tanques de Almacenamiento.

• La información obtenida es determinada a condición de Presión de Burbuja.

Información Obtenida:

• Condición Optima de separación (presión de Separación)• Parámetros a condición de Burbujeo (Bobf, Rsbf)• Corregir parámetros de Prueba de Liberación Diferencial.



TanqueSep RGPRGPRsfb +=


40.0

39.0

Gra

veda

dAP

Ide

lpet

róle

o

1.54

1.52

1.50

1.48

1.46

Fact

orva

lum

étric

ode

lpet

róle

o,BY

/BN 800

700

600 Rel

ació

nG

as-P

etró

leo

enso

luci

ón,P

CN

/BN

°API

Presión del Separador, Lpcm


Comportamiento se Presión de Separación con API y Factor Volumétrico


PreparaciPreparacióón de Data n de Data PVTPVT

La información proveniente de las diferentes Pruebas PVT, debe pasar por un proceso de verificación de consistencia de los resultados:

-- Chequeo de temperatura de la prueba.

-- Chequeo de condiciones de recombinación.

-- Prueba de densidad.

-- Prueba de linealidad de la función “Y”.

-- Prueba de balance de materiales.

-- Prueba de la desigualdad


CCáálculo de lculo de PVTPVT CombinadoCombinado.

• La liberación de gas en el yacimiento se aproxima más al tipo diferencial, pero al llegar el petróleo a los separadores ocurre una liberación instantánea.

• Desde el yacimiento hasta el tanque ocurren dos procesos de liberación, por efecto de las condiciones de separación.



CCáálculo de lculo de PVTPVT CombinadoCombinado.

• Ajuste de Rs de Prueba diferencial a condiciones de Separador.

• Ajuste de Bo de Prueba diferencial a condiciones de Separador.


RsbfRsc =

BobfVsatVBoc *)/(=

)/(* RsbdRsbfRsdRsc =

)/(* BobdBobfBodBoc =

P > P > PbPb

P P ≤≤ PbPb

P > P > PbPb

P P ≤≤ PbPb


Carga y AnCarga y Anáálisis lisis PVTPVT

WellFlo permite modelar 4 tipos diferentes de Fluido:WellFlo permite modelar 4 tipos diferentes de Fluido:•• BlackBlack Oil (Crudo Negro).Oil (Crudo Negro).•• DryDry Gas (Gas (GasGas Seco).Seco).•• CondensateCondensate (Condensado).(Condensado).•• VolatileVolatile Oil (PetrOil (Petróóleo Volleo Voláátil).til).

Crudo Negro y Gas Seco son modelados por Correlaciones. PetrCrudo Negro y Gas Seco son modelados por Correlaciones. Petróóleo leo VolVoláátil y Gas Condensado por medio de til y Gas Condensado por medio de PseudoPseudo Ecuaciones de Ecuaciones de Estado.Estado.


• La selección del tipo de Fluido se hace según la RGP y API.

– Black Oil: GOR < 2,000 scf/day ; API < 40– Volatil Oil 2,000 < GOR < 200,000 scf/day ; API > 45– Gas Condensate 5 <CGR< 500 STB/MMSCF ; API 40-45

• Las parámetros de fluido cambian según el tipo de fluido seleccionado.

Carga y AnCarga y Anáálisis lisis PVTPVT


ParParáámetros Fluidometros Fluido


DatosT: 297 F

RGP: 1000 scf/stb.

%AyS: 10.

API: 27.4.

Ggas: 0.7

Salinidad Agua: 6000 ppm.

Pb: 3763 Psi.

Rsi: 902 SCF/STB

Ejemplo 2: Carga y Ajuste de Datos Ejemplo 2: Carga y Ajuste de Datos PVTPVTPetrPetróóleo Negroleo Negro


Carga y AnCarga y Anáálisis PVTlisis PVT

P (psi) Bo (Bls/StBls) P (psi) z P (psi) Uoil (cp)0 1.106 0 1 0 1.991

725 1.257 725 0.925 725 1.0021450 1.344 1450 0.865 1450 0.7472030 1.4 2030 0.836 2030 0.6292610 1.462 2610 0.837 2610 0.543190 1.528 3190 0.902 3190 0.4813763 1.598 3763 0.4393983 1.592 5100 0.484347 1.584 6000 0.5075069 1.569 P (psi) Bg (cf/scf) 8000 0.5686525 1.544 725 0.029 9500 0.6137975 1.525 1450 0.0135 10937 0.6579425 1.509 2030 0.0089

10937 1.496 2610 0.00683190 0.006

P (psi) Rs (scf/stb)0 0 P (psi) Ugas (cp)

725 131 0 0.00951450 337 725 0.01392030 468 1450 0.01582610 619 2030 0.01713190 763 2610 0.01843763 902 3190 0.0196

Datos PVT Combinado


• Lo primero que se debe definir son las Propiedades PVTcorregidas por separador (flash), para el siguiente ejercicio, la prueba diferencial ha sido corregida a condiciones Flash.

• Seguidamente, se carga API, SG gas, Salinidad (opcional).

Carga y AnCarga y Anáálisis lisis PVTPVTPetrPetróóleo Negroleo Negro


• La selección de las Correlaciones para ajustar PVT Petróleo Negro, se hace considerando el rango de aplicación de cada una de estas. Una vez filtradas, la Correlación que mejor represente el comportamiento de los valores observados serála utilizada.



• Para ajustar PVT Petróleo Negro se tienen dos. opciones:

1.)1.) Fijando PresiFijando Presióón de Burbuja n de Burbuja PbPb.- Anchored- Free

2.)2.) Fijando Gas en SoluciFijando Gas en Solucióón n RsRs.- Anchored- Free


• Del Rango de aplicación de cada correlación, sugiere el ensayo con: GlasoGlaso, , StandingStanding y y VasquezVasquez BeggsBeggs


Fijando Fijando PbPb ““AnchoredAnchored””

1.)1.) Fijando PresiFijando Presióón de Burbuja n de Burbuja PbPb.

• Es siempre la opción Inicial para ajustar PVT.• Se tienen dos formas de ajuste “Anchored” y “Free”



1 2

• Al fijar Pb y ajustar de modo “Anchored”, el ajuste forzará: Rs = 0 a condiciones std PyT y la Pb es forzada a Rs= 0 Pb = Pstd




• La siguiente variable a ajustar es RsRs• El rango de presiones se considera según Pyac a condiciones actuales

1 2




• La siguiente variable a ajustar es BoBo

1 2 3




• Ensayando con Glaso se obtuvo los

siguientes resultados “Match”

• Rs Match: 0.7359

• Bo Match: 0.45019

• Ensaye con las otras dos correlaciones

y compute los resultados “Match”




• Al fijar Pb y ajustar de modo “Free”, no va a existir restricción en Rs y Pb a condiciones std. Genera mejor Match, pero se debe verificar los cálculos Rsacondiciones std en Check.

1

2

3 4

Fijando Fijando PbPb ““FreeFree””



• Al igual que el Modo “anchored” se continua con el ajuste del Rs.

1 2



• La siguiente variable a ajustar es BoBo

1 2 3






• Ensayando con Glaso (Free) se obtuvo los siguientes resultados “Match”

• Rs Match: 0.8088

• Bo Match: 0.69964

• Observe en Check, que el valor de Rs a P: 0 LPc 14.7 Lpca es igual a 121 SCF/STB, el cual se aleja de cero


1.)1.) Fijando Gas en SoluciFijando Gas en Solucióón n RsRs.

• Se debe resetear primero el ajuste en Match Property – Bubble PtPressure.

• Una vez reseteado el ajuste, se selecciona Match Property –Solution GOR

Fijando Gas en SoluciFijando Gas en Solucióón (n (RsRs))

1 2


Fijando Fijando RsRs ““AnchoredAnchored””


• Una vez indicado calculate – Best fit, aparecerá una ventana que permite el ajuste simultaneo del Rs considerando el valor observado de Pb, dando un peso mediante el uso de un Factor.

• Este Factor varia de 0.01 – 1000, donde valores cercanos a 0.01 indican que el ajuste al Rs No ponderará al valor de Pbespecificado; mientras factor cercano a 1000 ajustará el Rsbuscando ajustar a su vez, tanto como sea posible, el valor observado de Pb



• El procedimiento sugiere ajustar primero Rs: Calculate – Best fit


1 2 3




• La siguiente propiedad a ajustar es la PbPb. Tomando en cuenta el Factor de ponderación en 500.

1



• Finalmente, se ajusta BoBo

1 2 3





• Ensayando con Glaso se obtuvo los

siguientes resultados “Match”

• Rs Match: 0.8306

• Pb: 3762.91 Match: 1

• Bo Match: 0.5227

• Ensaye con las otras dos correlaciones

y compute los resultados “Match”


Fijando Fijando RsRs ““FreeFree””


• Al fijar Rs y ajustar de modo “Free”, no va a existir restricción en Rs y Pb a condiciones std. Generará mejor Match, pero se debe verificar los cálculos Rs acondiciones std en Check.

1

2

3 4 5




• Se verifica resultados de PbPb.

1




• Finalmente, se ajusta BoBo.

1 2 3




• Ensayando con Glaso (Free) se obtuvo los siguientes resultados “Match”

• Rs Match: 0.8687

• Bo Match: 0.6226

• Observe en Check, que el valor de Rs a P: 0 LPc 14.7 Lpca es igual a 43 SCF/STB, el cual se aleja de cero

Ensaye con las otras dos correlaciones


Correlacion PVT Match Rs Match Bo Match Pb Match Rs Match Bo Match Pb Rs SCF/STB @ P STD

Glaso 0.7351 0.4502 1 0.8088 0.6996 1 122

Standing 0.8859 0.6836 1 0.7472 0.9450 1 147

Vasquez - Beggs 0.9402 0.9094 1 0.5379 0.7566 1 194

Anchored Free

Fijando Presion Burbuja Pb

Correlacion PVT Match Rs Match Bo Match Pb Match Rs Match Bo Match Pb Rs SCF/STB @ P STD

Glaso 0.8306 0.5227 0.9998 0.8687 0.6226 1.0000 43

Standing 0.8596 0.6882 0.9998 0.9119 0.7562 0.9999 44

Vasquez - Beggs 0.9405 0.9093 1.0000 0.9417 0.9048 1.0000 4

Anchored Free

Fijando Gas en Solucion Rs

SelecciSeleccióón de Correlacin de Correlacióón n PbPb, , RsRs, , BoBo

• La correlación que mejor representa el comportamiento de las Propiedades Pb, Rs y Bo es Vasquez – Beggs por el modo “Anchored”fijando Pb, sin embargo, el Modo “Free” fijando Rs genera un buen Match cumpliendo con un Rs cercano a cero a condiciones estándar.

Mejores ajustes


• Para continuar con el ajuste de propiedades, seleccione la correlación de Vasquez – Beggs – resetee el ajuste en Match Property – Solution Gor.

• Luego ajuste fijando Pb modo “Anchored”

SelecciSeleccióón de Correlacin de Correlacióón n PbPb, , RsRs, , BoBo


CorrelaciCorrelacióón n PbPb, , RsRs, , BoBo


Ajuste viscosidad PetrAjuste viscosidad Petróóleo leo UoUo

• Para ajustar la viscosidad del petróleo es necesario que se haya seleccionado y ajustado la correlación que define el comportamiento de las Propiedades Pb, Rs y Bo.

• Ensaye con las correlaciones de: Beal + Chew et al y Beggs et al.

1 2 3


Ajuste viscosidad PetrAjuste viscosidad Petróóleo leo UoUo


Ajuste viscosidad Gas Ajuste viscosidad Gas UgUg

• Una vez seleccionada y ajustada la correlación que mejor define el comportamiento de la viscosidad del petróleo, se selecciona y ajusta la correlación para la viscosidad del gas.

• Ensaye con las correlaciones de: Carr y Lee.

1 2 3


• Una vez realizado el ajuste y selección de las correlaciones para

cada una de las propiedades, WellFlo permite la facilidad de

Guardar los ajustes realizados para luego importarlos a un pozo

del mismo yacimiento en un análisis posterior.

• Este procedimiento se realiza por Data Preparation – Transfer

Reservoir Data – Save Fluid Properties.



Para Cargarlo en un nuevo análisis:Data Preparation – Transfer Reservoir Data – Load Fluid Properties.



En la Ventana de parámetros de los fluidos, se tiene la opción “Check”, que permite verificar valores de las propiedades de los fluidos a una Presión y Temperatura dada.



Ej. 3: Carga y AnEj. 3: Carga y Anáálisis lisis PVTPVT CombinadoCombinado

• Se tiene un estudio de laboratorio realizado a una muestra de fluido del Yacimiento X, el cual muestra los resultados de la Liberación Diferencial de gas en pies cúbicos normales /barril residual de liquido, además de la Prueba de separador en etapa simple a 4 diferentes presiones.

Nombre Yacimiento YACIMIENTO XPresión Yacimiento inicial (Lpc) 4301RGP producción original (PC/BBl) 990Tasa de producción (Choke 1/2) bbpd 2158API 34.1Datum (ft) 10300Capa de Gas Inicial (-)

Características de Formación

Elevación (ft) 32'Profundidad Total (ft) 11632'Profundidad Completación (ft) 10884Tubing / Profundidad 2 7/8" @ 10478'Índice de Productividad (bbd/psi) 5.73Satus pozo Fluyendo%AyS 0

Profundidad de Muestra (ft) 10400'Presion de muestra (lpc) 4269Temperatura muestra (F) 215

Características del Pozo


VaporizaciVaporizacióón Diferencialn Diferencial

Presion V/Vsat Rsd Bod5000 0.9817 1180 1.6544600 11804500 0.989 1180 1.6664300 11804100 0.9954 1180 1.6774000 0.9969 1180 1.6793900 0.9986 1180 1.6823817 1 1180 1.6843805 1.00083790 1.00193775 1.0033760 1.00413535 1.02233455 1045 1.61334003200 1.05673135 938 1.56230002840 1.10732785 823 1.5052600

Prueba Diferencial

26002500 1.17432385 705 1.4522002105 1.28912000 599 1.39818001765 1.4411670 514 1.3621415 1.692314001315 427 1.3231125 2.04261000940 335 1.279900 2.4842670 275 1.252665 3.2958600525 4.1751325 180 1.201200130 111 1.1610 0 1.071

Presion V/Vsat Rsd Bod5000 0 9817 1180 1 654

Prueba Diferencial

API Residual: 32.4 @ 60 F


Presion Densidad gms/cc Gravedad Gas Factor Z

3817 0.65453455 0.6681 0.841 0.8613135 0.678 0.814 0.8452785 0.6903 0.788 0.8382385 0.7029 0.769 0.8362000 0.715 0.761 0.8411670 0.7253 0.764 0.8521315 0.7356 0.775 0.87940 0.7483 0.796 0.896670 0.7571 0.826 0.92325 0.7717 0.927 0.958130 0.783 1.123 0.9810 0.8049 1.973 (-)

Depleción diferencial a 215 F Gas

VaporizaciVaporizacióón Diferencialn DiferencialPrueba SeparadorPrueba Separador

Presión Separador (lpc)

Temp Separador (F)

RGP Separador RGP Tanque API Tanque @

60 F Factor Merma Bofb Grav. Esp Gas

0 100 1187 0 33.7 0.5917 1.69 0.914360 100 1026 41 35.1 0.6273 1.594 0.823

100 100 963 68 35.4 0.6386 1.566 0.7901150 100 931 103 35.4 0.6377 1.568 0.7654

Rsfb

Prueba de Separador


RsbfRsc = BobfVsatVBoc *)/(=

)/(*)( BobdBobfRsdRsbdRsbfRsc −−= )/(* BobdBobfBodBoc =

P > P > PbPb

P P ≤≤ PbPb

MMéétodo Itodo I

PVTPVT CombinadoCombinado

RsbfRsc = BobfVsatVBoc *)/(=

)/(* RsbdRsbfRsdRsc = )/(* BobdBobfBodBoc =

P > P > PbPb

P P ≤≤ PbPb

MMéétodo todo IIII


• Lo primero que se debe definir es: De la Prueba de Separador se ubica la Presión de Separador a la cual se obtiene la mejor calidad de Crudo.


Presión Separador (lpc)

Temp Separador (F)

RGP Separador RGP Tanque API Tanque @

60 F Factor Merma Bofb Grav. Esp Gas

0 100 1187 0 33.7 0.5917 1.69 0.914360 100 1026 41 35.1 0.6273 1.594 0.823

100 100 963 68 35.4 0.6386 1.566 0.7901150 100 931 103 35.4 0.6377 1.568 0.7654

Rsfb

Prueba de Separador

• Las mejor Presión de Separador es 100 Lpc. De alli se obtiene los valores:

TanqueSepsbf RGPRGPR +=STBscfRsbf /1031=

STBBYBobf /566.1=


• Para la corrección de los datos Rsd y Bod utilizaremos las formulas del Método II. Apoyándose en Excel se editan las formulas:

•• Corrigiendo Corrigiendo RsdRsd


RsbfRsc =

)/(* RsbdRsbfRsdRsc =

P > P > PbPb

P P ≤≤ PbPb

Presion Rsc5000 10314500 10314100 10314000 10313900 10313817 10313455 9133135 8202785 7192385 6162000 5231670 4491315 373940 293670 240325 157130 97

0 0


Corrigiendo Corrigiendo BodBod


BobfVsatVBoc *)/(=

)/(* BobdBobfBodBoc =

P > P > PbPb

P P ≤≤ PbPb

Presion Boc5000 1.53734500 1.54884100 1.55884000 1.56113900 1.56383817 1.56603455 1.50003135 1.45252785 1.39952385 1.34842000 1.30001670 1.26661315 1.2303940 1.1894670 1.1643325 1.1168130 1.0796

0 0.9960



• Para el ajuste de las propiedades obtenidas en WellFlo seleccione 6 valores de presión con sus correspondientes propiedades de fluido corregidas considerando que la Pyacactual es de 2700 Lpc.

Presion Rsc Boc5000 1031 1.53734500 1031 1.54884100 1031 1.55884000 1031 1.56113900 1031 1.56383817 1031 1.56603455 913 1.50003135 820 1.45252785 719 1.39952385 616 1.34842000 523 1.30001670 449 1.26661315 373 1.2303940 293 1.1894670 240 1.1643325 157 1.1168130 97 1.0796

0 0 0.9960

1

23

4

5

6

API= 35.4

SG = 0.7901


1.) El Gas en soluci1.) El Gas en solucióón remanente a condiciones de yacimiento que sern remanente a condiciones de yacimiento que seráá

liberado a condiciones Flash es la diferencia entre el liberado a condiciones Flash es la diferencia entre el RsRs original y el original y el

diferencial de gas liberado corregido por la reduccidiferencial de gas liberado corregido por la reduccióón del fluido en el n del fluido en el

Yacimiento.Yacimiento.

ImplicitamenteImplicitamente,,

ConsiderandosConsiderandos del Mdel Méétodo comtodo comúún de n de correccicorreccióón A condiciones de Separadorn A condiciones de Separador


2.) La relaci2.) La relacióón entre el Factor Volumn entre el Factor Voluméétrico obtenido de la prueba de trico obtenido de la prueba de

liberaciliberacióón Flash y el de la prueba de liberacin Flash y el de la prueba de liberacióón diferencial se n diferencial se

mantiene constante en todo el rango de presiones.mantiene constante en todo el rango de presiones.

ConsiderandosConsiderandos de Mde Méétodo comtodo comúún de n de correccicorreccióón A condiciones de Separadorn A condiciones de Separador


1.) A bajas presiones, la relaci1.) A bajas presiones, la relacióón gasn gas-- petrpetróóleo en solucileo en solucióón extrapolada n extrapolada

da valores negativos. Lo cual es inaceptable y fda valores negativos. Lo cual es inaceptable y fíísicamente es sicamente es

inconsistente. Una afirmaciinconsistente. Una afirmacióón verdadera sern verdadera seríía que a que RsRs >= 0. Esto es >= 0. Esto es

debido a que se ignora el ajuste que se debe realizar a las debido a que se ignora el ajuste que se debe realizar a las

densidades relativas del Gas y el petrdensidades relativas del Gas y el petróóleo. El gas liberado durante leo. El gas liberado durante

la liberacila liberacióón diferencial tiene una densidad relativa la cual n diferencial tiene una densidad relativa la cual

incrementa al disminuir la presiincrementa al disminuir la presióón. La densidad relativa del petrn. La densidad relativa del petróóleo leo

flash es diferente a la diferencial.flash es diferente a la diferencial.

2.) Cuando las propiedades del fluido son corregida, los valores2.) Cuando las propiedades del fluido son corregida, los valores

utilizados de densidad relativa a utilizados de densidad relativa a PbPb en la liberacien la liberacióón diferencial y n diferencial y

instantinstantáánea no fueron ajustadas.nea no fueron ajustadas.

Desventajas de MDesventajas de Méétodo comtodo comúún de n de correccicorreccióón A condiciones de Separadorn A condiciones de Separador


Nuevo MNuevo Méétodo de correccitodo de correccióónn..

El nuevo mEl nuevo méétodo ajusta la data obtenida de la prueba de liberacitodo ajusta la data obtenida de la prueba de liberacióón n

diferencial a condiciones de separador, bajo las siguientes diferencial a condiciones de separador, bajo las siguientes

asunciones:asunciones:

1.) Todos los par1.) Todos los paráámetros de la liberacimetros de la liberacióón diferencial a condiciones n diferencial a condiciones PbPb

son corregidos a los obtenidos en la liberacison corregidos a los obtenidos en la liberacióón instantn instantáánea a nea a

condiciones de condiciones de PbPb, donde los par, donde los paráámetros considerados incluyen metros considerados incluyen RsRs, ,

Factor volumFactor voluméétrico, densidades relativas del petrtrico, densidades relativas del petróóleo y gas.leo y gas.

2.) Todos los par2.) Todos los paráámetros obtenidos en la liberacimetros obtenidos en la liberacióón diferencial, a n diferencial, a

presipresióón atmosfn atmosféérica, no requieren de correccirica, no requieren de correccióón, dado que se n, dado que se

considera una liberaciconsidera una liberacióón Flash.n Flash.

3.) Las propiedades ajustadas entre la 3.) Las propiedades ajustadas entre la PbPb y y PactPact son ajustados de son ajustados de

manera proporcional.manera proporcional.


•• El ajuste de la propiedad El ajuste de la propiedad RsRs a presiones por debajo de a presiones por debajo de PbPb es la es la

siguiente:siguiente:

•• El ajuste del Factor VolumEl ajuste del Factor Voluméétrico obtenido de la liberacitrico obtenido de la liberacióón diferencial n diferencial

a presiones por debajo de a presiones por debajo de PbPb es el siguiente:es el siguiente:

Nuevo MNuevo Méétodo de correccitodo de correccióón A condiciones de n A condiciones de SeparadorSeparador


• Para realizar la validación del Rs y Bo a condiciones de

Separador o recombinado, nos apoyaremos en Excel.

• Los resultados de la prueba diferencial son tabulados en

Excel y con las siguientes formulas procedemos a la

validación:



Ejercicio. CorrecciEjercicio. Correccióón de prueba diferencialn de prueba diferencial

Temp: 215 F


Carga y AnCarga y Anáálisis lisis PVTPVTCondensadoCondensado

Psia Liquid Dropout

Procio 68376613 0.826105 2.925090 7.183930 11.022625 13.15


Carga y AnCarga y Anáálisis lisis PVTPVT CondensadoCondensado

Datos Datos PVTPVT de de PrePre--ProducciProduccióón :n :•• Escoja Fluid Escoja Fluid TypeType como como CondensateCondensate y proceda con Fluid y proceda con Fluid ParametersParameters......Prueba de SeparadorPrueba de Separador

•• Gravedades StockGravedades Stock--TankTank (gas y aceite): [0.689,0.789](gas y aceite): [0.689,0.789]•• RelaciRelacióón condensado gas (n condensado gas (CGRCGR): [103.6 ): [103.6 stbstb//MMscfMMscf]]Constante Constante ComposicionalComposicional de Expanside Expansióónn

•• P de rocP de rocíío: 6837 o: 6837 psipsi•• Goteo del LGoteo del Lííquido (Condensado)quido (Condensado)•• Viscosidad del Condensado (Raramente Medido)Viscosidad del Condensado (Raramente Medido)


Carga y AnCarga y Anáálisis lisis PVTPVT CondensadoCondensado


Ajuste Propiedades del Condensado : Ajuste Propiedades del Condensado : PdePde rociorocio


•• Note:Note:

── TyacTyac = 250.0 F= 250.0 F

── CGRCGR = 103.6 = 103.6 stbstb//MMscfMMscf [[PrePre--ProducciProduccióón]n]

── ProcProcííoo = 6837 = 6837 psiapsia

•• TambiTambiéén, Ajuste los parn, Ajuste los paráámetrosmetros

−− CalculateCalculate => => PdewPdew = 4966 = 4966 psiapsia

•• Best Best FitFit restituye el ajuste de restituye el ajuste de PdewPdew

−− Ajuste de un solo parAjuste de un solo paráámetro [1.22571]metro [1.22571]

−− 4 Iteraciones4 Iteraciones

−− Cambie Match Cambie Match PropertyProperty a a LiquidLiquid DropoutDropout [flecha hacia abajo][flecha hacia abajo]

Ajuste Propiedades del Condensado : Ajuste Propiedades del Condensado : PdePde rociorocio


Ajuste Propiedades del Condensado : Ajuste Propiedades del Condensado : SliqSliq


−− NoteNote−− TyacTyac = 250.0 F= 250.0 F−− CGR = 103.6 CGR = 103.6 stb/MMscfstb/MMscf

−− CalculateCalculate−− Model Model ajustadoajustado a a PdewPdew solamentesolamente−− GoteoGoteo muymuy alto (dropout) =>alto (dropout) =>

−− BestBest--FitFit−− ModificaModifica loslos trestres parparáámetrosmetros ajustadosajustados−− 10 10 IteracionesIteraciones =>=>

−− ModeloModelo ajustadoajustado


wellflo basico ii

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