1. INTRODUCCIÓN
Las correlaciones PVT que permiten estimar las propiedades físicas del petróleo son de uso común en la industria como en la academia. La aplicación de estas expresiones matemáticas implica una ventaja y a la par una limitante debido a que los valores estimados pueden mostrar desviaciones significativas respecto del comportamiento real de la propiedad estudiada. Esto se da por que la gran mayoría fueron desarrolladas para crudos de diferentes regiones (i.e. composición química diferente a la del crudo ecuatoriano) lo que limita los rangos de aplicación de cada correlación (Farías & Merola, 2014) .
De la gran variedad de correlaciones disponibles en la literatura ninguna de ellas se ajusta al comportamiento de crudo ecuatoriano, solo proporcionan valores puntuales.
En la presente investigación se modifican los coeficientes originales de las correlaciones de la literatura; las propiedades a evaluar son: relación gas-petróleo (Rs), factor volumétrico del petróleo (Bo) y compresibilidad del petróleo (Co). Los rangos de presión que se contemplan en el análisis de estas propiedades son mayores, menores e iguales a la presión de burbuja.
Adicionalmente, una potencial herramienta informática se diseña y desarrolla para recopilar las correlaciones modificadas y toda la información experimental proveniente de los reportes PVT. De la misma forma permitirá realizar la estimación de las propiedades PVT del petróleo ecuatoriano de la arena U inferior. Esta aplicación se limita a realizar estudios PVT en los campos que actualmente se encuentran en desarrollo.
2. OBJETIVOS
Generar un conjunto de correlaciones PVT modificadas al comportamiento del crudo ecuatoriano de la arena U inferior.
Generar una base de datos PVT comprensiva.
Modificar las correlaciones seleccionadas mediante recursos estadísticos y/o numéricos.
Realizar análisis de datos con el fin de mejorar las correlaciones modificadas en forma general.
Desarrollar un programa de cómputo para el cálculo de propiedades PVT del petróleo.
3. METODOLOGÍA
3.1 Información de laboratorio (Reportes PVT)
Los reportes PVT proceden del resultado de pruebas experimentales realizadas a la muestra de fluido (petróleo) considerando tres parámetros de variación presión, volumen y temperatura los mismos que gobiernan el comportamiento volumétrico del fluido desde el reservorio hasta las instalaciones de superficie (Bujowicz, 1988). Las pruebas experimentales que permiten caracterizar el fluido del reservorio (crudo ecuatoriano) son: expansión a composición constante, liberación diferencial, prueba del separador y viscosidad. De cada una de ellas se obtiene información en sus propiedades: presión de burbuja, compresibilidad isotérmica, factor volumétrico y relación de solubilidad y viscosidad en función de la presión (Iza, 2017).
Para el desarrollo de esta investigación se considera el siguiente flujo de trabajo (Iza, 2017):
Recopilación de reportes PVT correspondientes a las muestras de fluido de los diferentes campos petroleros de la Cuenca Oriente. La información obtenida pasa por un proceso de clasificación de muestras, debido a que las muestras de fluido proceden de diferentes fuentes como fondo del pozo, cabezal de producción o separador de producción. Por otro lado, es importante mencionar que las pruebas de laboratorio utilizadas en este estudio corresponden a muestras de fondo que cumplen con las características necesarias para su uso (comportamiento físico real y ensayos de laboratorio completos para el cálculo de las propiedades PVT). Con estos antecedentes varios reportes fueron descartados y un total de 311 son utilizados para posteriores pasos.
3.2 Validación de información
Este apartado hace referencia al procesamiento y ajuste de la información, la cual consta de lo siguiente (Izurieta & Iza, 2017):
Verificación del comportamiento de curvas de las propiedades físicas del petróleo (Bo, Co, Rs,) con la presión.
Información completa de pruebas de laboratorio (si se tiene todos los parámetros Bo, Co, Rs, Uo).
Ecuaciones de ajuste de Bo y Rs de la prueba de liberación diferencial a condiciones de separador.
Las Figuras 1 -3 muestran el comportamiento establecido para cada propiedad en análisis en función de la presión.
3.3 Correlaciones PVT
Las expresiones de correlación fueron seleccionadas considerando los parámetros del reservorio como temperatura (T), gravedad específica del petróleo (°API), gravedad específica del gas (γg) y relación de solubilidad (Rs) (Izurieta e Iza, 2017), de esta manera se excluye las formulaciones complejas que presenten procedimientos iterativos.
Las correlaciones seleccionadas fueron elegidas considerando lo siguiente y se enlistan en la Tabla 1:
Para el factor volumétrico del petróleo, modelo de Al Marhoun (1988 ) y para la relación gas-petróleo, modelo de Standing (1947) respectivamente, se recomiendan en la investigación de Jiménez & Zurita por tener menor error estadístico en comparación con otros modelos .
Para estas dos propiedades se consideró rangos de presión mayores, menores e iguales a la presión de burbuja.
Para la compresibilidad de petróleo se trabajó con rangos de presión mayores e iguales a la presión de burbuja, no se contó con información experimental bajo este rango. Kartoatmodjo-Schmidt (1991) es el modelo con menor error estadístico propuesto (Jiménez & Zurita, 2019).
Tabla 1 Correlaciones PVT del petróleo.
Propiedad | Autor |
---|---|
Relación gas-petroleo Rs | Petrosky-Farshad 1993 |
Factor volumétrico del petróleo Bo | Al Marhoun 1988 |
Compresibilidad del petróleo Co | Kartoatmodjo-Schmidt 1991 |
3.4 Modificación de correlaciones PVT
Las correlaciones seleccionadas por propiedad fueron evaluadas sin modificación y luego con modificación de sus coeficientes originales, para este último se empleó la herramienta Solver-Excel con el fin de calibrar los coeficientes a datos de laboratorio. Para este fin fue necesario realizar una macro que permita la comunicación de la herramienta Solver a cada muestra mediante la aplicación Visual Basic Application (VBA); esto permite determinar el porcentaje de error y si el mismo excede el 10% se usa la herramienta Solver hasta lograr reducir el error al rango predefinido.
Para las correlaciones modificadas por propiedad se constató los siguientes criterios (Iza, 2017):
3.5 Desarrollo y descripción del programa
Previo al desarrollo del prototipo se elaboró una base de datos en el gestor Microsoft Access, el cual cuenta con una estructura lógica y es la encargada de almacenar, administrar y ordenar la información de acuerdo a lo siguiente:
El programa cuenta con 4 etapas importantes:
Conexión a la base de datos.
Envío de información (Activo, Campo, Pozo, Propiedad) a través del software a la base de datos por medio de procedimientos almacenados (lenguaje de programación).
Lectura de la información desde la base de datos hacia la aplicación.
Visualización de los resultados (tablas y gráficos).
La aplicación permite la consulta de propiedades con base en los reportes existentes o de requerirse escogerá mediante coordenadas geográficas el pozo A (base de datos) más cercano al pozo B (que no cuenta con datos PVT) asociado a él un grupo de correlaciones para la estimación de las propiedades de petróleo (datos PVT del pozo B).
4. RESULTADOS Y DISCUSIÓN
4.1 Correlaciones PVT modificadas
Las correlaciones modificadas no cambiaron en forma, los coeficientes fueron adecuados a la información experimental (PVT); es decir para cada muestra se obtuvo un grupo de coeficientes asociados a cada propiedad. Las “Ecuaciones (1-3)” están incluidas en el funcionamiento del programa.
Standing 1947
4.2 Desarrollo de la aplicación
La Figura 4 muestra la interfaz del prototipo el cual contiene la base de datos descrita en el punto 3.5 de este trabajo.
Una de las secciones diseñadas en esta versión del programa es el módulo PVT. En esta sección se observan los resultados como tablas, gráficos, etc., como se muestra en las Figuras 5-7.
Pese a que el error presentado para el factor volumétrico es menor al 1%, se evidencia que el comportamiento de esta propiedad para rangos mayores a la presión de burbuja no se ajusta a los datos experimentales por lo que buscándose, disminuye el error aplicando un multiplicador de ajuste para que coincida con los parámetros PVT. De la misma forma que se realizó en un trabajo del 2014 publicado por Austin & Sunday.
En la Figura 6, se observa el resultado desplegado para la relación gas - petróleo con un error despreciable menor al 1%, al presentarse esto se evidencia la precisión del modelo matemático.
Para la compresibilidad del petróleo se observa que los valores estimados poseen sobrestimación (a leve escala), curva azul sobrepasa la curva verde. El error presentado es aproximadamente del 3 % (Ver Figura 7).
Las Figura 8 muestra la interfaz de la base de datos de coordenadas geográficas diseñada con Visual Studio, la cual permite seleccionar los reportes existentes o ingresar las coordenadas del pozo en estudio Latitud y Longitud para el cálculo de las propiedades.
La Figura 9 muestra los resultados de un pozo (nuevo o sin PVT) utilizando la base de coordenadas geográficas.
En el Ecuador existen varios trabajos asociados al análisis, generación y estandarización de correlaciones PVT por campo, arena y área geográfica (como muestra véase, Murillo, J y Yépez, C (2013); Izurieta, A e Iza, A (2017); Iza, A (2017); Jiménez, T y Zurita, K (2019)), que incluyen varios criterios de investigación y herramientas de desarrollo innovadores. La diferencia de este trabajo en comparación con los mencionados anteriormente radica en el despliegue de resultados obtenidos, gráficas, tablas, reportes nuevos, así como la generación de una base de datos comprensiva.
La implementación de nuevos mecanismos como redes neuronales artificiales puede contribuir en la modificación de correlaciones tanto en el aspecto cuantitativo (error) como en el cualitativo (gráfica), recientes publicaciones han ganado popularidad en la Industria Petrolera (Muzammil y Abdulazeez, 2015).
5. CONCLUSIONES
Las correlaciones modificadas fueron desarrolladas para rangos de presión mayores, menores e iguales a la presión de burbuja a excepción de la compresibilidad de petróleo.
La mayoría de correlaciones contemplan parámetros de producción como temperatura, gravedad API, gravedad especifica del gas y presión los mismos que se presentan en los reportes PVT.
Los criterios de evaluación utilizados no solo en este estudio sino en otros trabajos (Izurieta e Iza, 2017; Iza, 2017; Jiménez y Zurita, 2019) presentan gran aceptación en cuanto a la precisión y exactitud de datos y expresiones matemáticas.
El desarrollo del prototipo marca una gran expectativa para la Academia pues será capaz de interactuar de una forma más real e ingenieril.
El cálculo de propiedades PVT es de gran importancia para las diferentes fases de producción de hidrocarburo, el uso de esta aplicación disminuye significativamente la incertidumbre en los mismos.
No siempre se tienen reportes PVT disponibles para todos los reservorios, por ello el software contribuye como una fuente de consulta y cálculo para diferentes proyectos en la Industria Petrolera.
Es importante realizar un análisis de los resultados experimentales (reportes PVT) debido a que no siempre contienen datos confiables debido a las condiciones de muestreo.
Esta es la primera versión del software por lo que es posible expandir el rango de estudio a otros reservorios y mayor cantidad de propiedades.