lunes, 12 de enero de 2009

Extrapolación de medidas de laboratorio para la simulación de un punto de burbuja variable
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Introduccion
La simulación de yacimiento de los puntos de burbuja variables tales como inyección de agua o de gas en yacimientos de aceite negro requiere a menudo la extrapolación de las características del fluido del yacimiento a presiones sobre la presión original del punto de burbuja. Proponemos un esquema para extrapolar la relacion gas-petróleo en solución, los factores volumetricos de formación, viscosidad y densidad del petróleo que preserva la relación correcta de estas características a la presión. El procedimiento se basa en la observación empírica en que la relación gas-petróleo en solución y el factor volumétrico de la formación sea linear y que la densidad y viscosidad del petróleo tienen una relación linear en la gama de presión de interés. Una ecuación de balance de materiales se utiliza para conectar las cantidades y las características de los fluídos en superficie, del factor volumétrico de formación del petróleo, y de la relación gas-petróleo en solución a la densidad del petróleo en el yacimiento. Así, las cuatro características se pueden extrapolar juntas en un proceso con base empírica y teórica.
Un esquema similar se utiliza para extrapolar las características del gas en solución, forzando las formas correctas del factor-z del gas, del factor volumetrico de la formación del gas, y de la densidad del gas como funciones de presión. La viscosidad del gas, como de costumbre, se calcula con correlaciones.
Thomas, et al , divulgó la necesidad de extrapolar las características del petróleo y gas a presiones sobre la presión medida del punto de burbuja cuando ocurre una variable del punto de burbuja en la simulación del yacimiento. Con la inyección de agua o gas, existe la posibilidad de que la fase del petróleo en algunas de las celdas(de la malla)podría terminar con más gas en solución, y por lo tanto con una presión más alta que la presion de burbuja inicial. El resto de las características del fluído del petróleo y del gas en el yacimiento también se afectan.
Proponemos un procedimiento en el cual las cuatro características de interés del petróleo (relación gas-petróleo en solución, factor volumétrico de formación, densidad del petróleo, y viscosidad del petróleo) se extrapolan simultáneamente a las presiones sobre la presión original del punto de burbuja, honrando las relaciones teóricas y empíricas sabidas entre estas características. Las tres características del gas que son de interés (factor volumetrico de formación del gas, densidad del gas en el yacimiento, y viscosidad del gas) son extrapoladas simultáneamente a las presiones sobre la presión inicial del punto de burbuja del petróleo honrando sus relaciones con factores de compresibilidad del gas. Las características del gas y del petróelo van juntas asegurándose de que la compresibilidad total del fluído siga siendo positiva a través de la gama completa de presiones.



Extrapolación de las propiedades de un yacimiento de petróleo


Un diagrama de la relación gas-petróleo en solución contra el factor de volumétrico de la formación del petróleo producirá una línea recta a través la mayor parte de la gama de presiones para las cuales fueron medidas. Cualquier desviación ocurrirá solamente en las presiones bajas. Se espera esto puesto que el factor principal que afecta a factores volumétricos de formación del petróleo es la cantidad de gas en solución. Cambios en la presión y en la temperatura del yacimieno también afecta a los factores volumétricos de formación, pero éstos son pequeños.
La densidad del petróleo y la viscosidad también se correlacionan. La densidad y la viscosidad se incrementan debido a la pérdida de las moléculas más pequeñas del petróleo como el gas en solución. La forma de la gráfica generalmente es ascendente y algo cóncavo. Al menos la extrapolación, a la izquierda en este caso, puede ser hecha con una ecuación lineal en los puntos de referencias últimos. Encajar una ecuación cuadrática a los datos es tentador, pero nuestra experiencia demuestra que una extrapolación lineal da mejores resultados. Los factores volumétricos de formación del petróleo, la relación gas-petróleo en solución, y las densidades del petróleo se relacionan por medio de la siguiente ecuación:



Esta ecuación no es una correlación, sino que sale de un balance de materiales. La densidad del petróleo en tanque en superficie se puede calcular con la gravedad específica del petróleo en API.
La gravedad específica del gas en la Eq (1), debe ser el volúmen promedio del separador y los gases del stock tank. Estos datos están generalmente tomados de un informe de laboratorio. Si eran las propiedades originales del fluido preparado de correlaciones usando datos del campo, la gravedad espesífica del gas del stock tank no se sabrá. En este caso la gravedad específica del gas del separador se puede utilizar en Eq. (1) con resultados satisfactorios. Así las cuatro características del petróleo de interés están conectadas con relaciones empíricas y teóricas.
El cuadrado en la extrapolación del factor volumétrico de la formación del petróleo se puede mover para colocar las líneas de la extrapolación de las cuatro características del petróleo. Obviamente, esta extrapolación no resultó ser buena. Sin embargo, la línea de la extrapolación de la relación gas-petróleo en solución se puede mover para crear una extrapolación razonable para las cuatro características. Esta extrapolación para las cuatro propiedades del petróleo deben ser ascendentes y levemente cóncavo.



Extrapolación de las propiedades del gas del yacimiento


Las propiedades de los gases se desarrollaron en el yacimiento mientras la presión disminuye por debajo de la presión del punto de burbuja del petróleo que se utilizan en modelos de simulación de petróleo negro como los factores volumétricos de formación del gas, densidades del gas, y viscosidades del gas. Estas tres características de los gases también se pueden extrapolar a las presiones más altas que la presión original del punto de burbuja del petróleo. Eq. 2 indica que un diagrama del recíproco del factor volumétrico de formación del gas con la presión sería una línea recta con temperatura constante en el yacimiento si el gas es un gas ideal (z = constante = 1.0).



Los cambios de la compresibilidad del gas son pequeÑos en comparación con los cambios de presión, por lo que un gráfico será una linea recta.
Eq. 3. indica que un gráfico de la densidad del gas con la presión debe ser un línea recta para el gas ideal:


La línea recta será cóncava hacia abajo debido a los cambios del factor de compresibilidad del gas con respecto a la presión.
Un correlation se utiliza normalmente para estimar las viscosidades de los gases que se desarrollan en el yacimiento mientras que la presión disminuye. Esta correlación relaciona las viscosidades del gas con las densidades del gas, la temperatura del yacimiento, y los pesos moleculares evidentes de los gases libres. En presiones más altas, la curva de esta correlación es una ascendente hacia la derecha o levemente cóncava. Así, los factores volumétricos de formación del gas, las densidades del gas, y todas las viscosidades del gas se relacionan con los factores de compresibilidad del gas. Estas tres características se pueden atar para proveer factores de compresibilidad del gas en una hoja de balance gráfica interactiva usando Eqs. 2 y 3 y las ecuaciones de la correlación de la viscosidad del gas.
Las ecuaciones para las densidades del gas y las viscosidades del gas requieren valores del peso molecular del gas desarrollado que es también una función de la presión del yacimiento. El peso molecular evidente de un gas se relaciona con la gravedad específica del gas:




El conocimiento de las gravedades específicas cambiantes de los gases desarrollados en el yacimiento a las presiones cambiantes es necesario para el cálculo de las densidades del gas y de las viscosidades del gas.



Compresibilidad total


Cada par de puntos de data en el resultado de las tablas de las propiedades del fluido como función de la presión debe pasar por un chequeo de compresibilidad total. Este chequeo se da por medio de la Eq.4:


donde el valor del factor volumétrico de formación del gas se determina a la más baja presión.

Conclusión
  • Hemos demostrado que las cuatro propiedades del petróleo de interés en la simulación de petróleo negro se pueden conectar con una relación teórica y dos empíricas. Así, es posible extrapolar recíprocamente estas características a presiones sobre la presión original del del punto de burbuja del petróleo visualmente honrando las formas previstas de las cuatro propiedades.
  • Hemos demostrado que las tres propiedades del gas estan conectadas con los factores de compresibilidad del gas de los gases en solución que se desarrollan en el yacimiento. Dos relaciones teóricas y una correlación forman estas conexiones. Así, estas propiedades se pueden extrapolar honrando las formas previstas de las curvas recíprocamente.




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