Correlaciones PVTTema 6

Las dificultades que ocurren con la información PVT medida en el laboratorio son:

1. Dublicación en el laboratorio de las condiciones de liberación reales que ocurren en el yacimiento.

2. Altos costos.3. Utiles en momentos definidos de la vida del yacimiento.4. Frecuentemente toma semanas o pocos meses en ser emitidos por el

laboratorio.5. Procedimientos operacionales inapropiados en el acondicionamiento del pozo,

muestreo y procesamiento de la muestra en el laboratorio pueden comprometer la validez y representatividad de los resultados.

Las correlaciones PVT son expresiones analíticas derivadas mediante regresiones estadísticas a partir de información de laboratorio.

Determinación de las propiedades del fluido del yacimiento:

1. Pruebas de laboratorio.2. Ecuaciones de estado.

3. Correlaciones PVT.4. Sistemas neurales.

“Foto cortesía de Phillips Petroleum Company."

La capacidad de la correlaciones PVT de describir las propiedades del fluido se encuentra limitada por:

(i) La variabilidad que presenta un fluido complejo, multicomponente, como el petróleo , aun cuando se comparen muestras que estén dentro del mismo rango de propiedades físicas.

(ii) La suposición de que las propiedades de los fluidos son función únicamente de sus propiedades macroscópicas, como gravedad específica, relación gas-petróleo, gravedad API, presión y temperatura de separación, las cuales no son las que primariamente controlan todas las propiedades del fluido pero son las que rutinariamente se miden en el campo.

(iii) La similitud que debe existir entre los fluidos cuyas propiedades fueron usadas para desarrollar las correlaciones y el fluido en estudio.

Las propiedades PVT que más frecuentemente se determinan con correlaciones son:

Presión de burbujeo,Gas en solución,Densidad,Factor volumétrico de formación del petróleo,Compresibilidad del petróleo,Gravedad específica del gas,Viscosidad del petróleo,Viscosidad del gas.

Correlación de Standing

Regresión lineal realizada a partir de los resultados de 105 pruebas de laboratorio realizadas en 22 muestras de crudo provenientes del estado de California en los Estados Unidos de América:

( )[ ]4.12.18 −= Pbb CNP

( ) ( )APIT

g

sPb

RCN 00125.000091.0

83.0

10 −

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛=

γ

Presión de Burbujeo

Correlación de Standing para la Presión de Burbujeo

Correlación de S. A. Menevén y TotalMenevén y Total presentaron correlaciones para la presión de burbujeo basadas en la ecuación de Standing calibrada para crudos del oriente de Venezuela y ajustada a diferentes gravedades API. Los autores de esta correlación establecieron tres ecuaciones para cubrir un rango de gravedades desde 45° API hasta menos de 10° API. Las ecuaciones resultantes son:

( )APIT

g

sb

fRP *03417.0*000993.0

9636.0

10*8470.12 −

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛=

γ

para crudos con gravedad API entre 10 y 35 grados API:

( )APIT

g

sb

fRP *011292.0*000835.0

7617.0

10*2755.25 −

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛=

γ

y para crudos con gravedad API entre 35° y 45°:

( )APIT

g

sb

fRP *02314.0*000427.0

6922.0

10*4711.216 −

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛=

γ

Kartoatmodjo y Schmidt presentaron correlaciones PVT determinadas a partir de extensas bases de datos de estudios PVT provenientes de todas partes del mundo. Las correlaciones propuestas para la presión de burbujeo varía según el rango de gravedad API del fluido en estudio como se indica a continuación:

9143.0

)460*(*2895.117587.0_100@ 10*03150.0 ⎟

⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛= +TAPI

lpcg

sb

RP

γ

y para valores de API menores o iguales que 30°:

9986.0

)460*(*1405.137972.0_100@ 10*05958.0 ⎟

⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛= +TAPI

lpcg

sb

RP

γ

Si la gravedad API es menor que 30°, entonces:

Correlación de Kartoatmodjo y Schmidt

Correlación de GlasoLa correlación de presión de burbujeo de Glaso fue derivada a partir de 45 muestras de fluidos provenientes mayormente del Mar del Norte clasificadas de acuerdo con su condición de petróleo negro o volátil. La correlación para la presión de burbujeo es:

C=0.172 para petróleo negro y C=0.130 para petróleo volátil.

( )( )( )2** log*30218.0)log(*7447.17669.1log bbb PPantiP −+=

( ) ( )989.0816.0* APITRP Cgsb β=

En donde:

Correlación de Standing para el Factor Volumétrico del Petróleo

Viscosidad del petróleo muerto según Beal

Correlación de Beal para corregir viscosidad de petróleo muerto a condiciones de yacimiento

Correlación de Lee, González y Eakin para la viscosidad del gas

Caracterización del fluido usando correlaciones

Siempre es preferible trabajar con pruebas de laboratorios válidas realizadas sobre muestras representativas. En los siguientes casos que no es posible realizar un análisis PVT de laboratorio y se debe proceder con correlaciones:

•El yacimiento no cuenta con análisis PVT de laboratorio y se encuentra actualmente en un avanzado estado de agotamiento.

•No hay pozos activos drenando del yacimiento.

•Las reservas o la calidad del crudo del yacimiento no justifican la inversión de muestreo y análisis PVT de laboratorio.

•Las condiciones mecánicas de los pozos y de las instalaciones de superficie impiden la adquisición de la muestra.

•La condición de producción actual del pozo impide que se tome la muestra de fluido.

Caracterización del fluido usando correlaciones

En alguna de las situaciones mencionadas, u otra que impida la adquisición de muestras PVT, que obliguen al uso de correlaciones, es necesario verificar que:

•Las correlaciones PVT a ser utilizadas fueron desarrolladas a partir de fluidos con gravedad API similar al del yacimiento en estudio.

•Usar correlaciones desarrolladas a partir de fluido de la misma cuenca, si acaso hay disponible.

•Las pruebas de producción iniciales de los primeros pozos productores deben ser estables en cuanto a la relación gas-petróleo y la gravedad API. Con los valores de estas propiedades se puede estimar la presión de burbujeo y compararla con la presión del yacimiento para decidir si es apropiado tomar una muestra de fluido para análisis PVT.

•La temperatura del yacimiento debe provenir de mediciones de subsuelo distintas a las que se toman cuando se corren registros de pozos.