Caracterización y recombinación de corrientes para pozos de crudo pesado y extrapesado para...

Caracterización y recombinación de corrientes para pozos de crudo pesado y extrapesado para actualización de modelos de simulación de procesos.

Especialidad: Ingeniería Petrolera Gran Reto de la Ingeniería Mexicana: Energía y Sustentabilidad.

CARACTERIZACIÓN Y RECOMBINACIÓN DE CORRIENTES PARA POZOS DE CRUDO

PESADO Y EXTRAPESADO PARA ACTUALIZACIÓN DE MODELOS DE

SIMULACIÓN DE PROCESOS.

Especialidad: Ingeniería Petrolera Gran Reto de la Ingeniería Mexicana: Energía y Sustentabilidad M.I. Saúl Bautista Fragoso Fecha de ingreso 28/Jun/2016 Ciudad de México



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Contenido

1. Resumen ejecutivo 3

2. Objetivo 5

3. Alcance 6

4. Introducción 7

5. Desarrollo del tema 8

6. Conclusiones 34

7. Referencias 35



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1. RESUMEN EJECUTIVO. Una etapa fundamental en el diseño y optimización de instalaciones es la caracterización numérica de los fluidos, puesto que de esta depende la adecuada estimación de las propiedades físicas y químicas (densidad, viscosidad, peso molecular, presiones de burbuja, etcétera) a condiciones de operación (temperatura y presión) diferentes de las que se pueden medir en los estudios de laboratorio. La buena o mala estimación de estas propiedades impacta en los tamaños y condiciones de operación a implementar en el manejo de los hidrocarburos. Uno de los problemas principales de la caracterización numérica de hidrocarburos es el manejo simultáneo de diferentes corrientes con pseudocomponentes propios, debido a la convergencia y estimación de propiedades de las mezcla. Otro de los problemas encontrados en la caracterización numérica es el establecimiento de los adecuados modelos de predicción de propiedades a ser utilizados, tales como, modelos de viscosidad y densidad de la fase líquida, de propiedades termodinámicas, etcétera. Por lo anterior, en los últimos años, la fracción pesada (C7+) de los crudos ha tomado importancia debido a que se le asocia los principales problemas en la producción, transporte y manejo del crudo, tales problemas incluyen principalmente la formación de asfaltenos, parafinas e hidratos. Este trabajo propone caracterizar con mayor precisión el manejo simultáneo de diferentes corrientes de hidrocarburos, para dimensionar adecuadamente los equipos de proceso.

Figura 1. Efecto de la Caracterización en el diseño de equipos con respecto a la estimación de la envolvente de fases.

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Palabras clave: Caracterización numérica, pseudocomponentes, recombinación de corrientes, pozos de crudo pesado y extrapesado, fracción pesada.

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-200 0 200 400 600 800 1000

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Experimentales 8Cortes 10Cortes 12Cortes 20cortes

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Temperatura, °C

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Sobre-estimada

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Sub-estimada

Sobre-estimada



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EXECUTIVE SUMMARY A fundamental stage in the design and installation optimization is the numerical characterization of fluids, since this depends on the accurate estimation of the physical and chemical properties (density, viscosity, molecular weight, pressure bubble, etc.) to operating conditions different (temperature and pressure) of which can be measured in laboratory studies. The good or bad estimation of these properties impact in the sizes and operating conditions to be implemented in the management of hydrocarbons. One of the main problems of the numerical characterization of hydrocarbons is the simultaneous handling of different currents with pseudocomponents own, due to the convergence and estimation of properties of the mixture. Another problem encountered in the numerical characterization is the establishment of appropriate models for predicting properties to be used, such as models of viscosity and density of the liquid phase, thermodynamic properties, and so on. Therefore, in recent years, the heavy fraction (C7 +) of crude has become important because it is associated the main problems in production, transportation and handling of crude oil, such problems include primarily the formation of asphaltenes, paraffins and hydrates. This paper proposes characterize with more precisely the simultaneous handling of different hydrocarbon streams, to properly size the process equipment



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2. OBJETIVO. Caracterizar numéricamente las propiedades de hidrocarburos para pozos de crudo pesado y extrapesados estableciendo para ello un conjunto único de componentes (definidos y pseudocomponentes1) que representen las propiedades globales de los fluidos que integran el campo productor de hidrocarburos, y con ello poder actualizar modelos de simulación de procesos y efectuar balances de materia considerando las situaciones operativas reportadas.

1. Silva Romero, Ma. Guadalupe. “Caracterización de Mezcla de Fluidos de Yacimiento”. Tesis de Maestría, UNAM, Facultad de Ingeniería, México, D.F. 2012.



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3. ALCANCE. El presente trabajo tiene como alcance los puntos siguientes:

• Revisión análisis PVT (análisis de consistencia).

• Selección de Pseudocomponentes.

• Caracterización del fluido.

• Recombinación de corrientes.

• Modelo de simulación de procesos con el simulador ProII.



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4. INTRODUCCIÓN. Uno de los retos de la industria petrolera en exploración y producción, es el cumplimiento de sus programas de producción debido al valor estratégico que tienen. En este escenario, el adecuado seguimiento de la producción de gas y aceite ha llegado a ser uno de los puntos importantes de su plan de acción y para tal fin surge la necesidad de disponer de herramientas para realizar ésta actividad. Las simulaciones de procesos se han empleado como herramientas para visualizar los cambios durante el manejo de la producción de gas y aceite en las instalaciones superficiales de producción.



8

5. DESARROLLO DEL TEMA. La predicción del comportamiento de los fluidos de yacimiento requiere de la aplicación de ecuaciones de estado, por lo que se hace necesario conocer las propiedades críticas, factor acéntrico, peso molecular y los parámetros de interacción binaria de todos y cada uno de los componentes que integran la composición de los fluidos. Sin embargo, debido a la naturaleza de los fluidos de yacimiento en la actualidad no es posible identificar todos los compuestos que lo integran, dichos compuestos se aglomeran en la fracción pesada, denominada C7+. Por lo anterior se hace necesario utilizar la caracterización numérica de los componentes pesados para definir las propiedades de la fracción pesada, dicha caracterización consta de los siguientes pasos:

• Establecer un grupo de componentes predefinidos, comúnmente denominados pseudocomponentes cuyas propiedades peso molecular, densidad relativa y punto normal de ebullición son conocidas.

• Establecer la fracción mol de cada pseudocomponentes de la fracción pesada. • Estimar las propiedades globales del fluido original.

5.1 Revisión análisis PVT (análisis de consistencia). La primera fase de caracterización requiere de la información proporcionada en los denominados análisis PVT, que indican las propiedades del fluido a manejar. Por lo anterior es importante verificar que la información de cada uno de estos sea clara y suficiente para continuar con la elaboración del modelo. Como primera fase se verifica la información que integra cada análisis PVT, en esta fase se coteja la información del análisis proporcionado con lo que se especifica en la literatura. En este caso los fluidos en su mayoría son aceite negro, por lo que la información requerida es:

• Características generales del muestreo. • Composición de la muestra del fluido del yacimiento. • Expansión a composición constante (relación Presión – Volumen). • Liberación diferencial isotérmica a la temperatura de yacimiento. • Separación instantánea (pruebas de separadores). • Variación de viscosidad de fluidos con presión. • Por lo menos tres puntos de presión de saturación a diferentes temperaturas,

incluyendo la temperatura de yacimiento. Se analiza un total de 14 PVT y obtener los pozos representativos a utilizar en el modelo de simulación de procesos. El resumen de la información proporcionada se presenta en la Tabla 1, como se observa existen varios pozos con análisis realizado por más de dos laboratorios y cuyos resultados varían considerablemente, así como los que únicamente existe un solo análisis, por lo anterior



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surgen diferentes preguntas, tales como, cuál escoger o que tan significativo es el análisis. Para contestar dichas preguntas utilizamos la metodología del análisis de consistencia, la cual consiste en verificar la veracidad de los datos experimentales. La Tabla 1, muestra los datos más relevantes de un PVT.

Tabla 1. Datos más relevantes de un PVT.

El análisis de consistencia es de realizar cinco pruebas:

• Prueba de la fracción pesada: verifica que la densidad API de la fracción pesada (C7+) sea menor a la densidad API del aceite residual.

• Prueba de linealidad de la función Y: verifica la correcta medición de la presión de saturación (ps).

• Prueba de densidad: verifica la correcta medición de la densidad del aceite residual (r).

• Prueba de balance de materia: verifica la correcta medición de la relación de solubilidad (Rs).

• Prueba de desigualdad: verifica la correcta medición del factor de volumen (Bo) con respecto a la presión (p) y relación de solubilidad (Rs).

Los resultados obtenidos muestran que 9 de los 14 pozos presentan un análisis satisfactorio. A continuación la Tabla 2 presentan los resultados obtenidos en el análisis, donde S es SATISFACTORIO, NS es NO SATISFACTORIO y S/D es SIN DATOS.

Propiedades del Yacimiento DL SEPARADOR

Pozo Tipo Aceitepy Ty ps @ Ty Densidad Bo RGA Densidad RGA

kg/cm² °C kg/cm² API m³/m³ m³/m³ API m³/m³

1 Aceite negro - 116.1 186.6385 21.6 1.4 107.3 23.8 85.74

2 Aceite negro 495.10 126 288 11.7 1.511 346.5 11.72 79.5

3 Aceite negro 618.00 123.2 66.24 24.0 1.37 23.89 23.52 28.1

4 Aceite negro 343.30 95 70 21.7 1.053 24.95 20.79 24

5 Aceite negro 292.60 117 90 15.3 1.203 44.22 15.2 44

6 Aceite negro 605.09 123 67 22.5 1.215 38.39 22.99 38.0

7 Aceite negro 458.20 130 205 25.2 1.525 127 25.8 105.4

8 Aceite negro 157.60 122.6 154.7 13.8 1.214 51.05 13.7 55.3

9 Aceite negro 160.00 117 156 13.4 1.032 64.55 14.13 56.5

10 Aceite negro 157.00 117.3 144.48 12.4 1.247 55.61 14 50.1

11 Aceite negro 137.00 115.6 136 11.82 1.214 52.45 12.02 49.0

12 Aceite negro 164.40 120 153 11.58 1.353 89.02 12.77 78.6

13 Aceite negro 344.60 93 67 11.88 1.147 36.74 13.86 27.0

14 Aceite negro 156.20 112.2 154.8 12.6 1.219 62.5 13.5 59.3



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Tabla 2. Resultados obtenidos del análisis de consistencia.

5.2 Selección de pseudocomponentes. Una vez concluida la revisión de los 14 análisis PVT, donde se obtuvieron como resultado 9 pozos representativos, se realizó la caracterización de la fracción pesada utilizando el grupo de pseudocomponentes que a continuación se presenta, y se verificaron tres grupos de pseudocomponentes, derivado a los resultados obtenidos en la caracterización y recombinación se seleccionó el siguiente grupo. La Tabla 3 muestra la relación de componentes definidos.

Tabla 3. Componentes definidos.

La Tabla 4 indica los pseudocomponentes considerados.

Tabla 4. Pseudocomponentes.

Nombre Resultado

ANÁLISIS DE LA PRUEBA DE CONSISTENCIA

raceite > rC7+Prueba de linealidad de

la función "Y"Prueba de Densidad

Prueba de Balance de Materia

Prueba de Desigualdad

1 SATISFACTORIO SATISFACTORIO SATISFACTORIO SATISFACTORIO SATISFACTORIO SATISFACTORIO

2 NO SATISFACTORIO SATISFACTORIO NO HAY DATOS NO SATISFACTORIO NO SATISFACTORIO SATISFACTORIO



5 NO SATISFACTORIO SATISFACTORIO SATISFACTORIO NO SATISFACTORIO NO SATISFACTORIO SATISFACTORIO

6 NO SATISFACTORIO NO SATISFACTORIO SATISFACTORIO SATISFACTORIO SATISFACTORIO SATISFACTORIO

7 NO SATISFACTORIO SATISFACTORIO SATISFACTORIO SATISFACTORIO NO SATISFACTORIO SATISFACTORIO

8 SATISFACTORIO SATISFACTORIO SATISFACTORIO SATISFACTORIO NO SATISFACTORIO SATISFACTORIO

9 NO SATISFACTORIO SATISFACTORIO SATISFACTORIO NO SATISFACTORIO NO SATISFACTORIO SATISFACTORIO



12 NO SATISFACTORIO NO SATISFACTORIO SATISFACTORIO SATISFACTORIO NO SATISFACTORIO SATISFACTORIO


Componente PMN2 28.01

CO2 44.01H2S 34.08CH4 16.04C2 30.07C3 44.1

i-C4 58.12n-C4 58.12i-C5 72.15n-C5 72.15C6 84

Componente PM Densidad (API)PSC1 109.35 46.4476PSC2 167.36 34.0615PSC3 277.49 23.6938PSC4 453.52 15.4290PSC5 733.76 8.2243



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Al seleccionar un grupo de pseudocomponentes para diferentes fluidos se gana generalidad en la simulación pero se pierde precisión en los resultados. 5.3 Caracterización del fluido. Una vez encontrado el grupo de pseudocomponentes se llevó a cabo la división de la fracción pesada (Cn+), para lo cual se utilizó la metodología de Pedersen2 descrita en el Alí Danesh en “PVT and Phase Behaviour of Petroleum Reservoir Fluids”, donde se establece que un gran número de muestras de crudo se ajustan perfectamente a la relación lineal descrita en la ecuación 1.

MWnBAzCn ln Ec. ( 1 ) Donde zCn es la fracción mol del corte n, MWn es el peso molecular del corte n, y A y B son parámetros de ajuste que dependen de la muestra de crudo en particular. La expresión anterior se utiliza como base de una metodología para determinar la fracción mol de una serie de cortes estándar (SCN), cuyo peso molecular (MW), peso específico (), temperatura normal de ebullición (Tbo) y factor de caracterización de Watson (Kw) son el promedio de una gran cantidad de cortes de diferentes muestras de crudo. La metodología consiste en encontrar el valor de B resolviendo la siguiente ecuación 2 no lineal.

N

Cn

C

C

BMCCn eMM

7

70 Ec. ( 2 )

Una vez determinado el valor de B el valor de A se calcula directamente con la siguiente relación.

N

Cn

C

C

BMC ezA

7

7lnln Ec. ( 3 )

Finalmente la composición de los cortes se calcula utilizando la ecuación (1). La metodología descrita anteriormente, tiene como finalidad la descomposición de la fracción pesada, en el número de cortes que se desee, pero conservando los valores de las propiedades globales de la fracción pesada. A continuación la Tabla 5 presenta la composición del fluido original de los 7 análisis PVT que se obtuvieron del punto anterior y de la composición de la mezcla de crudo ligero.

2. Danesh, A. PVT and Phase Behaviour of Petroleum Reservoir Fluids. Amsterdam: Elsevier. 1988



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Tabla 5. Composición del fluido original de los pozos seleccionados.

5.4 Recombinación de Corrientes Posteriormente se realizó la recombinación de corrientes3, la cual consiste en mezclar una corriente de componentes definidos y componentes indefinidos, estos últimos son conocidos como la fracción pesada (Cn+), donde la mezcla resultante reproduzca las propiedades intensivas reportadas de la producción, es decir; calidad del crudo (API), relación gas aceite (RGA) y la presión de burbuja (pb), principalmente. A excepción de la presión de burbuja (pb), las propiedades restantes son función del proceso al cual es sometido la producción, por lo que el ajuste se realiza precisamente introduciendo la producción a un tanque de separación a condiciones de T y p estándar (15.56 ºC y 1.0332 kg/cm2). En la Figura 2 se muestra el esquema que se utiliza en el simulador donde se lleva a cabo la recombinación y caracterización.

Figura 2. Recombinación de Corrientes.

3. Carreón Calderón, Bernardo. Metodología para la caracterización de Crudos del Activo Integral Ku Maloob Zaap. Reporte

Técnico, IMP, México. 2010.

Composición del fluido original (%MOL)

Componente PM Densidad (API)11 12 14 9 5 4 1

12.02 12.77 13.5 14.13 15.2 20.79 23.8N2 28.01 0.31 0.59 1.81 0.36 0.23 0.39 0.37

CO2 44.01 2.32 2.99 3.12 3.01 0.59 0.26 2.68H2S 34.08 1.66 2.82 2.22 2.58 0.15 0.02 1.41CH4 16.04 24.27 27.19 27.32 31.09 18.32 22.53 32.44C2 30.07 5.46 6.36 6.20 7.09 4.00 3.54 8.62C3 44.1 10.90 11.91 5.00 6.06 5.75 4.71 6.13

i-C4 58.12 1.39 2.19 0.70 0.84 0.59 0.31 0.85n-C4 58.12 3.79 7.69 2.58 3.07 2.92 2.29 3.32i-C5 72.15 1.36 1.61 1.01 1.15 1.35 1.48 1.39n-C5 72.15 1.94 1.75 1.57 1.62 2.34 2.61 1.95C6 84 1.66 0.85 2.05 2.64 4.05 5.33 2.78

PSC1 109.35 46.4476 2.00 1.66 2.97 4.01 4.59 11.97 9.46PSC2 167.36 34.0615 2.55 2.10 3.62 4.58 5.45 11.80 8.92PSC3 277.49 23.6938 4.06 3.26 5.27 5.92 7.56 11.49 7.98PSC4 453.52 15.4290 8.53 6.62 9.60 8.91 12.76 11.00 6.67PSC5 733.76 8.2243 27.81 20.42 24.95 17.07 29.34 10.28 5.02

TOTAL 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00



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La metodología de recombinación tiene una serie de peculiaridades a observar. La primera de ellas es que la relación gas aceite (RGA) se determina dividiendo la suma de las corrientes de gas proveniente de los tanques de separación, entre el flujo de líquido del último tanque a condiciones estándar. La segunda observación es que se debe tener el cuidado que la composición de la corriente de gas siempre sume la unidad, aunque esto implique que se le asigne una composición arbitraria a aquellos componentes que no tienen composición medida. La tercera es el ajuste de la presión de burbuja a temperatura de yacimiento del fluido, cabe mencionar que hay que considerar la apreciación de la presión de burbuja obtenida en el laboratorio de acuerdo a la función de linealidad de Y, resultado de los análisis de consistencia.

• Rangos de error de las propiedades globales de los fluidos: • Densidad: ± 1 ºAPI • Relación Gas - Aceite: ± 20 % error • Presión de Burbuja a la Temperatura de Yacimiento: ± 10 kg/cm²

Una vez realizada la recombinación se verificó el comportamiento del fluido reproduciendo los experimentos Pruebas de Separadores y Expansión de Liberación Diferencial (DLE), indicados en el análisis PVT. Prueba de Separadores: Este análisis simula las etapas de separación (Flash) presentados en operación. De este se obtiene:

• Relación Gas Aceite (RGA). • Densidad API del Aceite.

En la Figura 3 se muestra de manera esquemática el procedimiento de separadores, como se observa, se inicia cuando la celda se llena con una masa conocida de fluido a presión y temperatura definida, posteriormente el aceite se envía a una segunda etapa de separación y así sucesivamente hasta llegar a condiciones estándar. A diferencia de los demás experimentos del análisis PVT, este se compone de un máximo de 10 etapas de separación. En la Figura 4 se presenta el esquema en el simulador PRO II.

Figura 3. Descripción del experimento de separadores.



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Figura 4. Prueba de Separadores (Vista simulador PROII).

Expansión de Liberación Diferencial (DLE): Este experimento está diseñado para aproximar la disminución de la presión dentro del yacimiento, en donde se retira el gas liberado de la celda a composición variable y temperatura constante. De este se obtiene:

• Relación gas aceite en solución (Rs). • Factor volumétrico del aceite (Bo). • Factor volumétrico total (Bt). • Densidad del aceite. • Factor de compresibilidad del gas (Z). • Factor Volumétrico del Gas (Bg). • Densidad relativa del gas. • Gravedad API del crudo residual.

El proceso consiste en llenar una celda de presión con una muestra de aceite, el cual se lleva a una sola fase a la temperatura del yacimiento. La presión disminuye hasta que el fluido alcanza su punto de burbuja, donde se mide el volumen del aceite. Debido a que la masa inicial de la muestra se conoce, se puede calcular la densidad del punto de burbuja. (Ver Figura 5).

Figura 5. Descripción de un experimento DLE.

A continuación se presenta en la Figura 6 el esquema del experimento en PRO II.



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Figura 6. Prueba de Expansión Diferencial (Vista simulador PROII)

A continuación como ejemplo se presentan los resultados obtenidos para el pozo 1 (ver Tabla 6) cabe mencionar que esto se realizó para los pozos seleccionados que más adelante se indicaran en resumen los resultados: Pozo 1, los resultados de densidad y RGA obtenidos se encuentran dentro de los rangos especificados en la literatura. En el caso de la ps a Ty no se logró disminuir la diferencia a 5 kg/cm², cabe señalar que el comportamiento de la Envolvente de Fases es aceptable (ver Figura 7).

Tabla 6. Resumen de Resultados del pozo 1.

Figura 7. Envolvente de Fases del pozo 1.

Nombre

Propiedades del Yacimiento SEPARADOR

Tipo Aceitepy Ty ps a Ty Densidad RGA

kg/cm² °C kg/cm² API m³/m³

Ku 1 – PVT Aceite negro - 116.1 187.64 23.8 85.74

Ku 1 - PRO II Aceite negro - 116.1 179.98 23.0 89.95

Diferencia 7.7 0.8

Error % 4.91



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Posteriormente se realizó el experimento de liberación diferencial (ver Figura 8), debido a que no se realizó el ajuste en el volumen, las propiedades dependientes de esta propiedad reproducen el comportamiento con error, a continuación se presentan los resultados obtenidos.

Figura 8. Resumen de Resultados del Experimento DLE del pozo 1.

Efectuando el mismo procedimiento se realizó la caracterización de los de más PVT´s seleccionados teniendo como resultado que la densidad del aceite residual calculada de los 7 fluidos caracterizados se encuentra dentro de los límites establecidos en la literatura. Esto se presenta en la Tabla 7 y Figura 9.

Tabla 7. Comparación de resultados de la densidad del aceite residual.

PozoDensidad (API) Diferencia

PVT PRO II API

1 (23.8 °API) 23.800 23.006 0.794

4 (20.7 °API) 20.790 20.094 0.696

5 (15.2 °API) 15.229 14.553 0.675

9 (14.13 °API) 14.130 14.057 0.073

11 (12 °API) 12.020 12.288 -0.268

12 (12.7 °API) 12.770 12.463 0.307

14 (11.5 °API) 13.500 13.100 0.400



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Figura 9. Diferencia de la Densidad del Aceite Residual de los pozos estudiados.

La relación gas aceite calculada de los 7 fluidos caracterizados se encuentra dentro de los límites establecidos en la literatura, como se presenta a continuación en Tabla 8 y Figura 10.

Tabla 8. Comparación de resultados de la Relación Gas Aceite.

PozoRGA (m³/m³) Error

PVT PRO II %

1 (23.8 °API) 85.74 89.95 -4.91%

4 (20.7 °API) 24.00 24.88 -3.65%

5 (15.2 °API) 44.00 41.95 4.66%

9 (14.13 °API) 56.47 52.56 6.92%

11 (12 °API) 49.00 47.15 3.78%

12 (12.7 °API) 78.63 73.26 6.83%

14 (11.5 °API) 59.30 58.61 1.17%



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Figura 10. Porciento de error del RGA con respecto a cada pozo estudiado.

En el caso particular de la presión saturación a la temperatura de yacimiento se puede observar que tres fluidos se encuentran fuera los límites, debido que se requiere el mismo grupo de pseudocomponentes para representar a todos los fluidos se pierde precisión en esta propiedad ganando generalidad, (ver Tabla 9 y Figura 11).

Tabla 9. Comparación de resultados de la Presión de Saturación.

PozoT (°C) ps(kg/cm²) Diferencia

- PVT PRO II kg/cm²

1 (23.8 °API) 116 187.64 179.98 7.66

4 (20.7 °API) 98 70.00 63.22 6.78

5 (15.2 °API) 117 90.00 123.69 -33.69

9 (14.13 °API) 117 156.00 160.69 -4.69

11 (12 °API) 116 136.00 142.43 -6.43

12 (12.7 °API) 120 154.03 176.08 -22.04

14 (11.5 °API) 112 154.80 204.82 -50.02



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Figura 11. Diferencia de la Presión de Saturación de cada pozo estudiado.

En resumen se tiene que:

• Se seleccionaron seis pozos representativos que son: 1, 4, 5, 9, 11, 12 y 14. • El pozo14 no fue seleccionado debido a que dio mejores resultados el 12 y estos son

se consideran de la misma formación. • El grupo de 5 pseudocomponentes seleccionado podrá ser utilizado en la simulación

de procesos. • Derivado que no se realizó ningún ajuste en el volumen las propiedades dependientes

de esta no se pudieron ajustar. • Las ecuaciones de estado modifican el equilibrio líquido vapor, sin afectar las

propiedades dependientes del volumen. 5.5 Modelo de simulación de procesos con el simulador ProII. Partiendo de los pozos representativos obtenidos en la caracterización, se continuó con la relación de asignación del pozo representativo (ver Tabla 10) con cada una de las supuestas plataformas de producción de hidrocarburos con la finalidad de efectuar un balance de materia a condiciones operativas de un proceso.



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Tabla 10. Pozo Representativo para cada Plataforma

Consideraciones en la actualización del modelo de procesos:

• Se utilizó la ecuación de estado (EOS) Peng Robinso, el cálculo de las propiedades críticas el modelado de Lee Kesler, correlación de viscosidad la Petroleum Correlations y la correlación de Peneloux para la densidad del líquido.

• El modelo de simulación de balance se ajustó a datos supuestos operativos registrados en las instalaciones.

• Se utilizó en todos los equipos el modelo de calor “Duty” igual a cero para la predicción de la temperatura.

• Se utilizó la corrección del simulador PRO II para el cálculo de las propiedades de la sal cloruro de sodio (NaCl).

La logística del manejo de la producción de gas y aceite se basa en el diagrama de que se muestra en la Figura 12, que consiste básicamente en procesos de separación primaria y secundaria así como rectificación considerando bombeo y compresión de hidrocarburos y en la Figura 13 se presenta el esquema general de proceso utilizado para el modelo de simulación con el simulador PRO II.

INFORMACIÓN DE PLATAFORMA

SECTOR PLATAFORMADensidad °API

CALCULADO CON DATOS DE POZO

Densidad °APIPROII

POZO REPRESENTATI

VO°API Pozo

A

1 14.56 14.30 5 14.502 20.90 21.60 1 23.003 20.64 21.70 1 23.004 20.80 21.80 1 23.005 19.93 21.90 1 23.006 12.70 13.10 11 12.307 12.87 13.12 11 12.308 20.62 21.60 1 23.009 20.89 21.70 1 23.0010 16.60 20.50 4 20.0011 16.10 20.50 4 20.0012 12.14 13.17 11 12.30

B

13 13.45 13.10 12 12.5014 13.06 13.23 12 12.5015 24.03 21.90 1 23.0016 13.29 10.47 11 12.3017 12.96 13.09 11 12.3018 12.88 13.16 11 12.30

19 15.14 13.10 11 12.30

20 14.40 13.10 11 12.30



21

Figura 12.Diagrama de procesos.

Figura 13. Modelo de Proceso en PRO II.



22

La construcción del modelo de balance de proceso se realizó utilizando el “Block Diagram” de PRO II para cada una de las plataformas enlistadas en la Tabla 10. A continuación se detalla como ejemplo los bloques: Primeramente está el Bloque “fluido”: contiene los fluidos a manejar en la simulación y está compuesto por tres partes: Primera parte “Pozos Representativo”: en esta sección se colocaron las corrientes caracterizadas de gas y aceite obtenidas en la simulación de caracterización de los 7 pozos representativos. No se omite mencionar que se respetaron los resultados previamente obtenidos en la caracterización, (ver Figura 14).

Figura 14. Pozos Representativos

Se considera también que estos pozos productores tienen el sistema artificial BN, y en esta Segunda parte se colocaron las composiciones correspondientes al gas BN, la composición para esta sección se tomó como ejemplo de los cromatógrafos que presenta la composición de este gas de BN que se indica en la Tabla 11.

Tabla 11. Composición de BN en APKMZ.

Composición típicagas de BN

Presión (kg/cm²) 67.4 66 83.2 66.7 68.5Temperatura (°C) 25.6 25 34.8 27 26.2Fecha de Muestreo 01/07/2013 15/07/2013 01/07/2013 01/07/2013 01/07/2013

Composición (%mol)Componente L-156 L-252 - IMP 3 L-257 L-249 L-126

N2 0.077 0.0707 0.0715 0.0926 0.0595CO2 0.002 0.0017 0.0013 0.011 0.004CH4 0.733 0.7574 0.7448 0.7224 0.8213C2 0.118 0.1168 0.1178 0.1144 0.1113C3 0.038 0.0312 0.0353 0.0404 0.0052

i-C4 0.005 0.0035 0.0043 0.0045 0.0008n-C4 0.014 0.0102 0.0128 0.0136 0.0011i-C5 0.004 0.0026 0.0034 0.0032 0.0002n-C5 0.005 0.0033 0.0044 0.0042 0.0002C6 0.005 0.0026 0.0043 0.0036 0

Total 1 1 1 1 1Propiedades del Fluido

PM 21.28 20.49 21.00 21.30 18.53g 0.7365 0.7091 0.7266 0.7370 0.6414z 0.9968 0.9970 0.9968 0.9969 0.9976



23

En una Tercera parte “Recombinación de Corrientes” se tiene la recombinación de las plataformas que conforman toda la parte de proceso en el manejo de hidrocarburos. A continuación se esquematiza (ver Figura 15) la recombinación realizada para una plataforma, cabe señalar que el mismo procedimiento se realizó para todas las plataformas:

• Se mezcló el Aceite y el Gas de acuerdo al RGA de esta plataforma. • A la mezcla de crudo se le adicionó el contenido de agua y sal correspondiente, para

este punto se utilizó controlador para que se cumpliera el porcentaje en la mezcla. • Se adicionó el gas de BN establecido como ejemplo.

Figura 15. Recombinación por plataforma

Del modo anterior se efectúo lo mimos para todas las plataformas que conforman la parte de proceso, (ver Figura 16).

Figura 16. Recombinación para varias plataformas

Terminado con la recombinación de corrientes se procede con la alimentación al modelo de simulación con los datos operativos registrados en las instalaciones como son la presión, temperatura, gasto de aceite, gas de formación y gas de inyección de BN. Con la finalidad de efectuar los balances de materia y comprobar el ajuste del modelo.



24

El ajuste del modelo de balance se basa en reproducir los gastos de gas y aceite, calidad del aceite a la salida de las plataformas de acuerdo con los datos de alimentación al modelo, indicados normalmente en los reportes operativos. La información requerida en la alimentación (gastos de aceite, gas de formación y gas de inyección) se muestra en la Tabla 12, y en la Tabla 13 se indica el corte de agua (%) y la cantidad de sal en el aceite (lb/bb).

Tabla 12. Resumen de Gastos de Alimentación de Aceite, Gas de formación y Gas de inyección.

Tabla 13. Resumen propiedades del fluido por plataforma.

Una vez teniendo la información completa, se procedió a realizar la simulación utilizando la actualización del modelo de balance en PRO II.

PLATAFORMAPROD.

REPORTADA (BLS)

GAS FORMACION REPORTADO

(MMPCD)

GAS INYECCIÓN REPORTADO

(MMPCD)

1 6,603 1.300 0.0002 39,632 23.330 23.0003 64,318 47.440 22.4004 74,269 63.590 27.1005 9,761 12.240 10.6006 35,755 28.410 31.9009 36,142 23.310 21.1007 88,564 26.850 62.3008 37,644 24.340 18.200

10 1,255 0.200 0.00011 1,457 0.200 0.00016 96,311 28.910 48.20017 66,465 23.470 49.20012 43,501 32.540 26.30020 2,792 0.840 4.10013 86,248 24.530 60.70019 61,123 19.890 37.70014 52,855 15.030 33.40015 13,713 8.260 0.00018 51,911 17.960 29.700

TOTAL 870,319 422.640 506

PLATAFORMA°API

Reportado% Vol de Agua

Salinidadlb/MB

1 15.3 0.000 5.77

2 20.7 0.725 16.60

3 20.7 0.380 21.70

4 21.1 0.030 39.00

5 19.8 0.520 12.42

6 13.1 0.100 35.80

9 20.8 0.103 71.79

7 12.8 0.031 4.80

8 20.8 0.556 16.80

10 18.8 0.000 5.00

11 17.0 0.000 6.53

16 13.1 0.032 4.50

17 13.3 0.030 3.60

12 13.0 0.528 5.65

20 14.4 0.050 4.20

13 13.3 0.025 9.50

19 14.4 0.030 66.70

14 13.3 0.755 17.30

15 23.9 0.038 3.90

18 12.9 0.223 4.10



25

A continuación se presenta la comparación de los gastos de alimentación de aceite, gas de formación y gas de inyección del reporte con respecto a la simulación (ver Tabla 14). Este punto es importante debido a que al reproducir correctamente la alimentación en las plataformas se puede predecir con menor incertidumbre el aceite y gas a la salida.

• El gasto de aceite y la desviación de la simulación con respecto a los datos reportados, así como los la densidad API, de cada plataforma: En este punto se obtuvo una desviación absoluta menor al 1 % para el gasto de cada Plataforma por lo que se determinó que el modelo es capaz de reproducir los gastos de alimentación con la nueva caracterización.

Tabla 14. Comparación del gasto de aceite.

• El gasto de gas formación y la desviación de la simulación con respecto a los datos reportados, de cada plataforma: En este punto se obtuvo una desviación absoluta menor al 1 % para el gasto de cada Plataforma, la actualización del modelo reprodujo adecuadamente el comportamiento de fases.

Como se observa en la Tabla 15, la diferencia entre el gasto de formación reportado con respecto a la simulación oscila en 3 MMPCD, lo que nos indica, que la composición utilizada para el gas logra reproducir con buena estimación el comportamiento del gas de formación que se encuentra en el yacimiento.

PLATAFORMAPROD.

REPORTADA (BLS)

SIMULACIÓN (BLS)

DIFERENCIA

(BLS)

DESV. ABS.(%)

°API Reportado

°API Simulado

Vol de Agua

%

Salinidadlb / Mb

1 6,603 6,603 0 0.01 15.3 15.4 17.5 17.5

2 39,632 39,728 -96 0.24 20.7 22.6 0.7 16.6

3 64,318 64,439 -121 0.19 20.7 22.7 0.4 21.7

4 74,269 74,269 0 0.00 21.1 22.7 0.0 39.0

5 9,761 9,778 -17 0.18 19.8 22.7 0.5 12.4

6 35,755 35,755 0 0.00 13.1 12.4 0.1 35.8

9 36,142 36,142 0 0.00 20.8 22.7 0.1 71.8

7 88,564 88,564 0 0.00 12.8 12.4 0.0 4.8

8 37,644 37,644 0 0.00 20.8 22.7 0.6 16.8

10 1,255 1,255 0 0.04 18.8 20.1 0.0 5.0

11 1,457 1,457 0 0.02 17.0 20.1 0.0 6.5

16 96,311 96,311 0 0.00 13.1 12.5 0.0 4.5

17 66,465 66,465 0 0.00 13.3 13.1 0.0 2.4

12 43,501 43,440 61 0.14 13.0 12.9 0.5 5.6

20 2,792 2,792 0 0.00 14.4 12.5 0.0 4.2

13 86,248 86,248 0 0.00 13.3 12.8 0.0 9.5

19 61,123 60,993 130 0.21 14.4 12.8 1.0 15.1

14 52,855 52,855 0 0.00 13.3 12.8 0.8 17.3

15 13,713 13,713 0 0.00 23.9 25.0 0.0 0.0

18 51,911 51,911 0 0.00 12.9 12.8 0.2 4.1

TOTAL 870,319 870,363 -44 0.01



26

Tabla 15. Comparación del gasto de gas de formación.

• El gasto de gas de inyección y la desviación de la simulación con respecto a los datos reportados, de cada plataforma: En este punto se obtuvo una desviación absoluta menor al 1 % para el gasto en cada Plataforma. (ver Tabla 16).

Debido a la naturaleza de la composición del gas de inyección, solo se hace necesario seleccionar una ecuación de estado capaz de reproducir adecuadamente las propiedades de este gas. En este caso la ecuación de estado de Peng Robinson logra representar el gas.

Tabla 16. Análisis de Resultados.

PLATAFORMAGAS FORMACION

REPORTADO (MMPCD)

SIMULACIÓN (MMPCD)

DIFERENCIA(MMPCD)

DESV. ABS.(%)

1 1.300 1.291 0.009 0.719

2 23.330 23.166 0.164 0.705

3 47.440 47.166 0.274 0.577

4 63.590 63.223 0.367 0.577

5 12.240 12.169 0.071 0.577

6 28.410 28.193 0.217 0.764

9 23.310 23.176 0.134 0.577

7 26.850 26.645 0.205 0.764

8 24.340 24.200 0.140 0.577

10 0.200 0.199 0.001 0.512

11 0.200 0.199 0.001 0.512

16 28.910 28.689 0.221 0.764

17 23.470 23.291 0.179 0.764

12 32.540 32.291 0.249 0.764

20 0.840 0.834 0.006 0.764

13 24.530 24.321 0.209 0.852

19 19.890 19.721 0.169 0.852

14 15.030 14.902 0.128 0.852

15 8.260 8.198 0.062 0.751

18 17.960 17.807 0.153 0.852

TOTAL 422.640 420 3 0.70

PLATAFORMAGAS INYECCIÓN

REPORTADO (MMPCD)SIMULACIÓN

(MMPCD)

DIFERENCIA

(MMPCD)

DESV. ABS.(%)

BACAB-A 0.000 0.000 0.0 -

KU-A 23.000 22.913 0.1 0.38

KU-C 22.400 22.315 0.1 0.38

KU-F 27.100 26.997 0.1 0.38

KU-G 10.600 10.560 0.0 0.38

KU H 31.900 31.779 0.1 0.38

KU-I 21.100 21.020 0.1 0.38

KU-M 62.300 62.266 0.0 0.05

KU-S 18.200 18.131 0.1 0.38

LUM-1 0.000 0.000 0.0 -

LUM-A 0.000 0.000 0.0 -

MALOOB A 48.200 48.029 0.2 0.35

MALOOB B 49.200 49.026 0.2 0.35

MALOOB C 26.300 26.207 0.1 0.35

MALOOB D 4.100 4.085 0.0 0.35

ZAAP A 60.700 60.485 0.2 0.35

ZAAP B 37.700 37.566 0.1 0.35

ZAAP C - BP 33.400 33.282 0.1 0.35

ZAAP C - JSK 0.000 0.000 0.0 -

ZAAP D 29.700 29.595 0.1 0.35

TOTAL APKMZ 506 504 2 0.33



27

Como se observa finalmente, la simulación con la actualización del modelo de balance de procesos, reproduce con una desviación menor al 1 % los gastos de alimentación en cada una de las plataformas que comprenden la parte de proceso. A continuación se presentan los resultados a la salida del proceso.

• La producción de aceite de la simulación con respecto a la medición por batería: un punto importante del ajuste en la simulación es verificar que los flujos de aceite a la salida del proceso correspondan a lo reportado en la medición de batería.

La Tabla 17 presenta la comparación de los resultados obtenidos, como se observa la diferencia general es de 3,279 BLS que corresponde al 0.38 % de desviación con respecto a lo reportado. Esto indica que la actualización del modelo de balance reproduce correctamente la salida, es decir, con la información operativa se logra reproducir el comportamiento de temperatura y presión en los equipos unitarios que involucra el proceso y por lo tanto el equilibrio líquido vapor (ELV).

Tabla 17. Resultados de aceite de la simulación con respecto a la medición por batería.

• La producción de aceite de la simulación con respecto a la medición por separador remoto: al igual que el punto anterior se verificó que los flujos a la salida del proceso correspondan a lo reportado a los separadores remotos. Es importante señalar que existe una diferencia de los datos del reporte de producción de pozos operando y la reportada en la medición de los separadores remotos, la mayor diferencia corresponde a 8,338 BPD, le sigue 3,275 BPD, después con 2,180 BPD y finalmente 1537 BPD (ver Tabla 18).

Lo anterior afecta los resultados de la simulación debido a que estos serán en base a la alimentación, entonces se tendrían dos casos a evaluar, siendo el primero el comparar los resultados del “reporte de producción” contra los de la simulación y el segundo el comparar los resultados del separador remoto contra lo simulado. Para el primer caso las diferencias son despreciables, mientras que para el segundo caso se presentan las mismas diferencias que entre ambos reportes.

MEDICIÓN EN BATERÍAS

PROD. REPORTADA

(BLS)

SIMULACIÓN (BLS)

DIFERENCIA(BLS)

DESV. ABS.(%)

°API Reportado

°API Simulado

VOLUMEN AGUA(BPD)

A 133,475 138,007 -4,532 3.40 13.9 12.7 676.4

B 157,560 151,577 5,983 3.80 18.6 19.0 12.2

C 79,256 79,567 -311 0.39 12.6 12.4

D 88,564 87,774 790 0.89 12.8 11.1

E 147,864 146,013 1,851 1.25 21.4 22.0 0.3

F 156,515 157,051 -536 0.34 14.6 12.4 87.9

G 274,904 274,392 512 0.19 13.6 12.7 962.0

TOTAL 870,318 867,039 3,279 0.38 1,739



28

Tabla 18. Resultados de aceite de la simulación con respecto al separador remoto.

• La densidad API, corte de agua y salinidad de la salida: Una vez verificado los flujos, se hace importante revisar las propiedades (calidad, corte de agua y salinidad) del aceite a la salida, por lo anterior en la siguiente tabla se presenta la comparación de lo obtenido en la simulación con respecto a lo reportado y se observa en la Tabla 19 que únicamente existe variación significativa en la salinidad del aceite debida a la ecuación utilizada para el ELV, ya que la sal es un elemento solido las ecuaciones cubicas de estado no realizan el cálculo adecuado en el equilibrio liquido – solido (ELS), en PROII se tiene la facilidad de utilizar una corrección sin utilizar una ecuación propia para el manejo de ecuaciones de electrolitos, cabe señalar que dicha corrección no ajusta adecuadamente el ELS. Por otro lado es importante comentar que no se adiciona la ecuación de electrolitos debido a que el simulador PRO II incluye varias sales que afectan el ELV del modelo.

Tabla 19. Resultados de propiedades del aceite de salida.

• La producción de gas comprimido de la simulación con respecto a la medición por batería: así como el aceite, es importante verificar que el gas comprimido obtenido en la simulación se ajuste con lo reportado en la medición por batería (ver Tabla 20). Los resultados obtenidos señalan que la diferencia absoluta total entre el gas comprimido y el simulado es de 34.2 MMPCD que corresponde al 4.34% de desviación absoluta.

La diferencia entre el reporte de baterías y la simulación se debe a dos puntos importantes, el primero a las variaciones que existen entre el “Reporte de producción” y el “reporte de baterías”, datos que influyen en la alimentación de la simulación; el segundo punto es al equilibrio líquido vapor (ELV) que resuelve el simulador.

MEDICIÓN EN REMOTOS

REPORTE DE SEP. REMOTO (BLS)

SIMULACIÓN (BLS)

DIFERENCIA

(BLS)

DESV. ABS.(%)

Reporte de Producción de pozos Operando

(BLS)

1 S/M - - - 96,311

2 89,523 86,751 2,772 3.10 86,248

3 130,120 127,429 2,691 2.07 -

4 72,089 74,269 -2,180 3.02 74,269

5 55,980 64,439 -8,459 15.11 64,318

6 37,679 36,142 1,537 4.08 36,142

CALIDAD DEL CRUDO

EN PUNTO DE ENTREGA REPORTE SIMULACIÓN

°API 15.5 15.9

% H20 0.29 0.24

SALINIDAD (LB/MB) 41.9 31.4



29

Tabla 20. Resultados de gas comprimido de la simulación con respecto a la medición por batería.

• La producción de gas de la simulación con respecto a la medición por separador remoto: al igual que el aceite existe una diferencia entre el gasto de gas de alimentación del “Reporte de producción” y la medición en el separador remoto, en este caso se tiene como mayor diferencia en el separador remoto ubicado en el separador remoto 3 con 114 MMPCD con respecto a lo reportado en la medición del separador remoto y con menor diferencia el 6 con 44 MMPCD. Estas diferencias en la alimentación se ve reflejado en la simulación debido a que los resultados de la simulación presentan diferencias despreciables con respecto al “Reporte de producción” y las diferencias con respecto al gas reportado en la medición las diferencia máxima se presenta en el 3 con 30.6 MMPCD. (ver Tabla 21).

Tabla 21. Resultados de gas de la simulación con respecto a la medición por separador remoto.

• La producción de líquido a batería (condensados) en el proceso: al igual que el aceite es importante contabilizar los condensados generados en el proceso, cabe señalar que estos no se suman a la producción total debido a que en muchas ocasiones se recirculan a la corrientes de aceite. Como se presenta en la Tabla 22, la máxima producción de condensados se encuentra en el centro de procesos de Zaap – C con 2485 BPD, mientras que en el FPSO solo se producen 402 BPD.

Tabla 22. Resultados de líquido a batería producido.

BATERÍAGAS COMPRIMIDO

REPORTADO (MMPCD)

SIMULACIÓN (MMPCD)

DIFERENCIA(MMPCD)

DESV. ABS.(%)

A 20.1 16.3 3.8 19.12

B 151.8 160.6 -8.8 -5.80

C 38.0 38.9 -0.9 -2.26

D 115.9 118.5 -2.6 -2.23

E 27.0 26.6 0.4 1.32

F 101.6 112.0 -10.4 -10.19

G 117.7 118.8 -1.1 -0.97

H 264.6 275.1 -10.5 -3.97

TOTAL APKMZ 790 824 34.2 -4.34

SEPARADOR REMOTO

GAS REPORTADO

(MMPCD)

SIMULACIÓN (MMPCD)

DIFERENCIA

(MMPCD)

DESV. ABS.(%)

Reporte de Producción de pozos Operando

(BLS)

1 S/M 81.8 - - 77

2 90.8 85.7 5.1 5.62 85

3 150.6 120.0 30.6 20.31 114

4 86.2 90.8 -4.6 5.37 91

5 65.5 70.7 -5.2 7.95 70

6 36.1 44.8 -8.7 24.13 44



30

5.6 Análisis de Resultados Las gráficas que a continuación se presentan indican la comparación entre lo reportado y lo calculado para cada una de las plataformas. La gráfica de barras señala para cada una de las plataformas el gasto reportado con respecto a lo simulado, mientras que la gráfica de dispersión indica la tendencia en la variación de lo reportado con respecto a lo simulado, cuando se presenta una tendencia lineal el modelo de simulación reprodujo el balance y comportamiento de fases del proceso. Aceite La variación que se obtuvo en el gasto de aceite (ver Figura 17) de la simulación con respecto a lo reportado en batería, presentan una variación pequeña por lo que se obtiene una tendencia lineal.

Figura 17. Relación de datos reportados con respecto a los datos calculados del aceite en batería.

A diferencia del gasto, en la calidad del aceite se encuentran dos puntos fuera de la tendencia, la variación se debe principalmente a la caracterización de los pozos representativos (ver Figura 18).

BATERÍALÍQUIDO A BATERÍA

(BPD)

A 1,360

B 0

C 480

D 0

E 1,252

F 402

G 2,485



31

Figura 18. Relación de datos reportados con respecto a los datos calculados del aceite en batería.

Los resultados obtenidos en la comparación del separador remoto indican, al igual que en batería que la simulación reproduce el comportamiento de fases ya que no existe variación significativa (ver Figura 19).

Figura 19. Relación de datos reportados con respecto a los datos calculados del aceite en separador remoto.

Gas La variación que se obtuvo en el gasto de gas (ver Figura 20) de la simulación con respecto a lo reportado en batería, se debe principalmente al efecto del equilibrio líquido vapor que resuelve el simulador. Cabe señalar que aún con las diferencias el comportamiento en la desviación es casi lineal con sólo dos puntos fuera de la tendencia.



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Figura 20. Relación de datos reportados con respecto a los datos calculados del gas en batería.

Los resultados obtenidos en la comparación del separador remoto señalan que existen una diferencia importante por plataforma en los gastos de gas (ver Figura 21).

Figura 21 Relación de datos reportados con respecto a los datos calculados del gas por separador remoto.

Mediante este modelo se puede saber la composición de las corrientes tantas de mezcla, gas, aceite y condensados como lo muestra la Tabla 23 y 24. Además se puede identificar el comportamiento de fases a las condiciones operativas reportadas en un punto específico.

Tabla 23. Corrientes Mezcla y Gas de un punto del proceso.



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Tabla 24. Corrientes Condensado y Aceite de un punto del proceso.

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Stream Name KM-M1 KM-G1 KM-G3-QUEMA KM-G4 KM-G5 KM-G6 KM-G7 KM-G8 KM-G9 KM-G10 KH-G11-KM KM-G11-KUAPhase MEZCLA Vapor Vapor Vapor MEZCLA Vapor Vapor MEZCLA Vapor Vapor Vapor Vapor

Temperature C 81.97 81.76 81.69 81.76 49.00 48.91 201.78 49.00 48.91 48.82 47.71 47.32Pressure kg/cm2g 4.80 3.90 3.70 3.90 3.70 3.50 20.73 20.53 20.33 20.13 16.30 16.30

Liquid Std Rate (vol) Mbbl/day 88.029 n/a n/a n/a n/a n/a n/a 0.055 n/a n/a n/a n/a

Vapor Std. Vol. Rate MMft3/day 94.346 94.621 0.300 94.321 94.321 94.321 94.321 94.264 94.265 94.265 85.410 179.674

Liquid Std. API 11.6 n/a n/a n/a 32.1 n/a n/a 64.5 n/a n/a n/a n/a

Composition Percents 0.00 NACL 0.006 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 H2O 0.402 0.482 0.482 0.482 0.482 0.482 0.482 0.482 0.482 0.482 0.431 0.457 N2 47.238 57.791 57.791 57.791 57.791 57.791 57.791 57.791 57.825 57.825 5.493 32.948 CO2 1.568 1.906 1.906 1.906 1.906 1.906 1.906 1.906 1.907 1.907 1.443 1.687 H2S 1.090 1.299 1.299 1.299 1.299 1.299 1.299 1.299 1.300 1.300 0.895 1.107 METHANE 16.447 20.064 20.064 20.064 20.064 20.064 20.064 20.064 20.075 20.075 66.976 42.370 ETHANE 3.658 4.413 4.413 4.413 4.413 4.413 4.413 4.413 4.415 4.415 11.249 7.663 PROPANE 7.029 8.269 8.269 8.269 8.269 8.269 8.269 8.269 8.268 8.268 8.043 8.161 IBUTANE 0.843 0.953 0.953 0.953 0.953 0.953 0.953 0.953 0.952 0.952 0.935 0.944 BUTANE 2.203 2.432 2.432 2.432 2.432 2.432 2.432 2.432 2.429 2.429 2.442 2.435 IPENTANE 0.702 0.703 0.703 0.703 0.703 0.703 0.703 0.703 0.700 0.700 0.667 0.684 PENTANE 0.967 0.929 0.929 0.929 0.929 0.929 0.929 0.929 0.925 0.925 0.854 0.891 HEXANE 0.736 0.540 0.540 0.540 0.540 0.540 0.540 0.540 0.532 0.532 0.467 0.501 NBP 124 0.781 0.207 0.207 0.207 0.207 0.207 0.207 0.207 0.188 0.188 0.102 0.147 NBP 222 0.976 0.011 0.011 0.011 0.011 0.011 0.011 0.011 0.002 0.002 0.004 0.003 NBP 348 1.542 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 NBP 493 3.240 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 NBP 664 10.571 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000

TOTAL 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0

Número de Corriente

13 14 15 16 17 18 19

Stream Name KM-C2 KM-C3 KM-C4 KM-O1 KM-O2 KM-O3 KM-O5Phase Liquid Liquid MEZCLA Liquid Liquid Liquid Liquid

Temperature C 49.02 48.91 48.12 81.76 78.69 78.55 78.62Pressure kg/cm2g 8.30 20.33 8.30 3.90 4.57 12.67 11.65

Liquid Std Rate (vol) Mbbl/day 0.000 0.054 0.054 87.824 87.824 87.824 87.824

Vapor Std. Vol. Rate MMft3/day n/a n/a 0.002 n/a n/a n/a n/a

Liquid Std. API 31.7 64.3 63.4 11.5 11.5 11.5 11.5

Composition Percents NACL 0.000 0.000 0.000 0.033 0.033 0.033 0.033 H2O 0.096 0.269 0.269 0.047 0.047 0.047 0.047 N2 0.257 1.494 1.492 0.301 0.301 0.301 0.301 CO2 0.078 0.365 0.364 0.063 0.063 0.063 0.063 H2S 0.188 0.679 0.678 0.161 0.161 0.161 0.161 METHANE 0.371 1.788 1.787 0.355 0.355 0.355 0.355 ETHANE 0.405 1.807 1.805 0.302 0.302 0.302 0.302 PROPANE 2.396 9.770 9.761 1.515 1.515 1.515 1.515 IBUTANE 0.615 2.440 2.438 0.350 0.350 0.350 0.350 BUTANE 2.214 8.495 8.487 1.185 1.185 1.185 1.185 IPENTANE 1.460 5.322 5.318 0.700 0.700 0.700 0.700 PENTANE 2.476 8.720 8.712 1.137 1.137 1.137 1.137 HEXANE 4.039 13.631 13.619 1.604 1.604 1.604 1.604 NBP 124 11.055 30.575 30.551 3.335 3.335 3.335 3.335 NBP 222 30.957 14.621 14.641 5.269 5.269 5.269 5.269 NBP 348 43.387 0.024 0.078 8.400 8.400 8.400 8.400 NBP 493 0.006 0.000 0.000 17.654 17.654 17.654 17.654 NBP 664 0.000 0.000 0.000 57.589 57.589 57.589 57.589

TOTAL 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0

Número de Corriente



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6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES. Las propiedades de los fluidos de yacimiento van modificándose a través del tiempo derivado de una variación en las fases originado por el cambio de condiciones de presión y temperatura en el yacimiento, además de la inyección de fluidos tales como el nitrógeno (N2), agua (H2O) entre otros. Realizar un análisis de consistencia a los análisis PVT, para verificar las correctas mediciones. Verificar que la información del análisis PVT contenga la información mínima mencionada anteriormente para poder ser utilizado. Homologar los reportes operativos en la alimentación y salida de proceso, para poder establecer con menores diferencias los resultados obtenidos en la simulación. Se seleccionaron seis pozos representativos para el campo.



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El grupo de 5 pseudocomponentes seleccionado podrá ser utilizado en la simulación de procesos. Derivado que no se realizó ningún ajuste en el volumen las propiedades dependientes de esta no se pudieron ajustar. Las ecuaciones de estado modifican el equilibrio líquido vapor, sin afectar las propiedades dependientes del volumen. La presencia de salinidad en el aceite afecta las propiedades físicas de los mismos. La metodología utilizada para la recombinación de corrientes logró reproducir el gasto de aceite, gasto de gas de formación, gasto de gas de inyección, porcentaje de agua y salinidad en la alimentación. El modelo de simulación actualizado reprodujo al flujo de aceite y gas reportado presentando una desviación menor al 5% en ambos casos. Se recomienda actualizar el banco de análisis PVT con todas muestras posibles de cada campo productor de hidrocarburos. 7. REFERENCIAS.

1. Silva Romero, Ma. Guadalupe. “Caracterización de Mezcla de Fluidos de Yacimiento”. Tesis de Maestría, UNAM, Facultad de Ingeniería, México, D.F. 2012.

2. Danesh, A. PVT and Phase Behaviour of Petroleum Reservoir Fluids. Amsterdam: Elsevier. 1988.

3. Carreón Calderón, Bernardo. Metodología para la caracterización de Crudos del

Activo Integral Ku Maloob Zaap. Reporte Técnico, IMP, México. 2010.



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Caracterización y recombinación de corrientes para pozos de crudo pesado y extrapesado para...

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