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}):

Las Figuras 1  -3 muestran el comportamiento establecido para cada propiedad en análisis en función de la presión.  

Figura 1 Comportamiento Bo vs P. 

Figura 2 . Comportamiento Rs vs P. 

Figura 3 Comportamiento Co vs P. 

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 (γ_g) y relación de solubilidad (R_s) (^{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 estas dos propiedades se consideró rangos de presión mayores, menores e iguales a la presión de burbuja.  

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:  

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).  

4.1 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.  

^{Al Marhoun 1988}

Standing 1947

^{Kartoatmodjo - Schmidt 1991}

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.  

Figura 4 Interfaz de la aplicación. 

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.  

Figura 5 Resultado del Factor volumétrico del petróleo vs Presión. 

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.

Figura 6 Resultado de la Relación de solubilidad del petróleo vs Presión. 

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).

Figura 7 Resultado de la Compresibilidad de petróleo vs Presión. 

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.  

Figura 8 Coordenadas geográficas de los pozos. 

La Figura 9 muestra los resultados de un pozo (nuevo o sin PVT) utilizando la base de coordenadas geográficas.  

Figura 9 Reporte PVT de un pozo (nuevo o sin PVT). 

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}).