CARACTERIZACIÓN TERMODINÁMICA DE UN RESERVORIO A ALTA PRESIÓN Y TEMPERATURA: CASO ESTUDIO LOTE 64
Víctor A. Huerta Quiñones1
1. Jefe de Departamento de Desarrollo y Producción, PetROPeRu S.A vhuerta@petroperu.com.pe
RESUMEN
El Descubrimiento del Campo Situche Central en el Lote 64 ha marcado un hito en la Industria del Petróleo del Perú, no solo por constituirse en el yacimiento de crudo liviano más importante descubierto en los últimos 25 años en la Cuenca Marañón, sino también, por los retos tecnológicos involucrados en la perforación de pozos a gran profundidad, y el manejo de los reservorios productores a presión de formación y temperatura de fondo altas.
La caracterización del comportamiento termodinámico de los hidrocarburos de un reservorio situado a gran profundidad, sometido a alta presión y temperatura de fondo, es una tarea sumamente importante que requiere entre otras tareas: verificar la estabilidad de las condiciones operativas durante el muestreo (presión de separador, temperatura de separador, GOR), verificar la representatividad de las muestras colectadas en fondo y/o superficie, y validar la consistencia de los ensayos de laboratorio, liberación flash, diferencial y ensayos de separadores. Una vez verificada la consistencia, se construirá el diagrama de fases para identificar si el yacimiento es de alto o bajo encogimiento, y si es necesario emplear una ecuación de estado o un set de tablas de propiedades para el modelamiento dinámico.
La construcción del diagrama de fases requirió aplicar las mejores prácticas de la industria en cuanto a la agrupación de los componentes más pesados (C7+), teniendo en consideración su alta incidencia en el comportamiento termodinámico de la mezcla hidrocarburos; procedimientos de ensayo y error, así como de regresión numérica, fueron definidos para lograr el mejor ajuste de la predicción de la ecuación de estado(eOs), y las observaciones de los experimentos de liberación flash y diferencial; finalmente, una vez calibrada la eOs y exportada la tabla Pvt, se realizaron las predicciones en el modelo dinámico de simulación numérica.
Palabras clave: Caracterización termodinámica, Yacimiento de alta Presión, Diagrama de fases
Thermodynamic characterization of reservoir at high pressure and temperature: study case block 64
ABSTRAC
the discovery situche Central field in Block 64, was a big step in the Petroleum industry of Peru history, because it is the most important discovered place of light oil in the last 25 years in the Maranon Basin, also the technological challenges like: the drilling deep wells, the handling of reservoirs growers formation pressure and high temperature background, make it a defiance.
The characterization of the thermodynamic behavior of hydrocarbons from a reservoir located deep, under high pressure and temperature background, is an extremely important task which requires: verify the stability of the operating conditions during sampling (separator pressure , temperature separator, GOR), verify the representativeness of the samples collected in background and/or in surface, and validate the consistency of the laboratory tests, flash release, differential and testing of separators. After verifying the consistency, the phase diagram is constructed to identify whether the site is high or low shrinkage, and if necessary use a state equation or a set of tables of properties for dynamic modeling.
The construction of the phase diagram required to apply the best practices of the industry in terms of the grouping of the heavier components (C7+), considering its high incidence in the thermodynamic behavior in the hydrocarbon mixture; trial and error procedures and numerical regression were defined to achieve the best fit of the prediction equation of state (EOS) and in the observations of experiments flash and differential release; finally, once calibrated the EOS and exported the PVT table, predictions were made in the dynamic numerical simulation model.
Keywords: Thermodynamic Characterization, High Pressure Reservoir, Phase Diagram.
INTRODUCCIÓN
El Lote 64 se encuentra ubicado en los Distritos de Morona, Andoas y Pastaza, Provincia Datem del Marañón, Región Loreto. Está delimitado por el norte con la frontera con Ecuador y por el Sur con el Lote 144. El Área de Contrato actual es de 761,501 Ha (Ver Figura 1).
La Estructura Situche Central es una de las cinco principales estructuras identificadas en el Complejo Situche del Lote 64, descubierta con la perforación de dos pozos exploratorios (SC-64-15-2X y SC-64-15-3X); es un anticlinal fallado que tiene aproximadamente una longitud de 7.5 km, un ancho de 3.7 Km y un cierre vertical de aproximadamente 1,500 pies (desde la cresta hasta su cierre máximo o spill point). La Estructura Situche Central presenta cierre estructural en tres direcciones contra falla hacia el sur con dirección Oeste-Este (Ver Figura 2).
Los pozos perforados en la Estructura Situche Central, SC2X/ST 1 y SC3X/ST 2 descubrieron y probaron petróleo en el reservorio Vivian Inferior. Se encontró un reservorio de buena calidad de roca, comparable en términos de porosidad y permeabilidad a lo encontrado en el Lote 1AB, con un crudo de muy buena calidad, ligero de 36° API y baja viscosidad (0.5 c.p a 306°F). La presión de reservorio registrada fue de 6,876 psi a la profundidad de 15,967 pies MD (punto medio de zona productiva en el pozo SC-64-15-3X/ST 2). Este valor fue obtenido a partir de pruebas de formación (DST), las cuales además arrojaron producciones de hasta 2,400 bopd con chocke de 24/64" y 5,200 bopd con chocke de 48/64" respectivamente en cada pozo, sin corte de agua, habiéndose calculado un Índice de Productividad de 5.24 bopd/psi por pozo. A pesar de no haber mostrado producción de agua durante las pruebas, se infiere que el mecanismo de impulsión de petróleo esperado en el reservorio Vivian Inferior es por empuje hidráulico, similar a otros reservorios de la Cuenca Marañón.
1. Comportamiento Termodinámico de los Reservorios con alta Presión y Temperatura
Los reservorios a alta presión y temperatura de reservorio, usualmente a cifras superiores a los 6000 psia y 300 °F respectivamente, tienen una fracción molar importante del pseudocomponente C7+ (principalmente n-alcanos). En algunos casos, estos reservorios pueden exhibir un comportamiento termodinámico similar a los reservorios de gas condensado retrogrado a altas temperaturas, pero también se comportan como reservorios de petróleo, a menores temperaturas, debido especialmente a la presencia de las fracciones más pesadas1.
La predicción del comportamiento termodinámico de este tipo de reservorios no es sencilla; especialmente si los fluidos son considerados como "near critical", en el que en la mayoría de los casos no es fácil distinguir si el comportamiento de fase corresponde a un gas o líquido.
Sin embargo, los modelos tradicionales de ecuaciones de estado (EoS), llámese Peng-Robinson (PR) ó Soave-Redlich-Kwong (SRK) podrían ser usados para caracterizar los hidrocarburos a alta presión y temperatura, siempre que se tenga en consideración una corrección en el volumen debido al fenómeno de expansión térmica [1]; incluso se han desarrollado EoS más sofisticadas que incluyen términos para contabilizar las elevadas fuerzas repulsivas que actúan a altas presiones.
La clave del éxito en una correcta caracterización termodinámica de hidrocarburos a alta presión y temperatura recae en los procedimientos de división de la fracción más pesada (e.g, mediante el método propuesto por Pedersen [2]) y el posterior agrupamiento en pseudocomponentes (e.g. mediante el método propuesto por Whitson [4-5]); ambas tareas deberán ser realizadas con bastante cuidado y probablemente se requiera efectuar sensibilidades que permitan obtener el mínimo número de subgrupos de pseudocomponentes que reduzcan el error en la calibración de la EoS y permitan corridas del modelo de simulación en tiempos razonables.
2. Modelo de Caracterización Termodinámica
Las muestras de hidrocarburos debidamente tomadas de pruebas de pozo a condiciones de estabilizadas de flujo [6] son analizadas en laboratorio, tanto para determinar el tipo de reservorio, a partir de un análisis de cromatografía y la construcción de un diagrama de fases, como para predecir el comportamiento de fase, ya sea a partir de la calibración de una ecuación de estado (EoS) en reservorios de alto encogimiento, o en un caso particular, en reservorios de bajo encogimiento, a partir de la construcción de tablas de propiedades de fluido dependientes principalmente de la presión, y también en algunos casos de la temperatura.
El análisis de cromatografía, los experimentos de liberación flash y diferencial, así como los ensayos de separador proporcionan la información necesaria tanto para construir los diagramas de fase, como las ecuaciones de estado y/o tablas PVT.
Para la validación de la consistencia de los ensayos PVT se han preparado algunos criterios dependiendo del comportamiento de fase [7-9]. En el caso de reservorios de petróleo negro, gas húmedo o seco, se sugiere que se desarrollen las siguientes pruebas:
· Prueba de Densidad
· Función "Y"
· Prueba de Balance de Materia
· Función de Desigualdad
De otro lado, en caso de reservorios de gas condensado y petróleo volátil [10], se recomienda la ejecución de las siguientes pruebas.
· Recombinación Matemática
· Balance Molar en el Separador y en las etapas de depletación del CVD
· Criterio Hoffman
Dependiendo en el grado de tolerancia que los evaluadores asignan a la comparación entre observaciones y predicciones en cada prueba, se podrían considerar consistentes o no. Si las pruebas son consistentes, sus resultados serán usados ya sea para preparar una tabla PVT (sin considerar los cambios composicionales del hidrocarburo), o calibrar una ecuación de estado; ambos se constituyen en entregables para los modelos de simulación numérica. La Figura 3 muestra el flujograma de modelamiento PVT y caracterización termodinámica de hidrocarburos [11].
3. Caso Estudio: Yacimiento Situche Central, Lote 64
3.1 Análisis PVT del Reservorio Vivian Inferior
3.1.1 Descripción General del Análisis PVT
· Se tomaron 5 muestras representativas de fondo de pozo, así como, algunas muestras superficiales y del choke manifold durante la prueba de flujo extendida.
· Se caracterizó el reservorio Vivian inferior como de petróleo negro subsaturado.
· Las pruebas de la función "Y" y de desigualdad validaron la consistencia de los experimentos PVT.
· Se definieron 5 pseudocomponentes para la fracción C7+ de acuerdo al método Whitson.
· Se confirmó el punto de burbuja @ 1322 psia y 306°F con menos de 3% de error.
· El Análisis de regresión arrojó un buen ajuste entre las observaciones y predicción de la ecuación de estado, con un error promedio menor al 10%.
· Las Tablas PVT fueron exportadas para la simulación numérica de reservorios.
Las características del reservorio Vivian Inferior y los fluidos descubiertos en el yacimiento Situche Central, a partir de pruebas PVT y DST, en los pozos SC2X y SC3X, se resumen en la Tabla 1.
3.1.2 Composición y Propiedades de los Hidrocarburos
Se realizaron análisis PVT en muestras representativas de fondo y superficie tomadas en los pozos SC2X-ST 1 y SC3X-ST 2. Durante el análisis PVT se realizaron diferentes experimentos, los cuales se detallan a continuación.
1. Recombinación Matemática
La recombinación matemática basada en reglas termodinámicas demuestra la consistencia de la composición de los fluidos del reservorio Vivian Inferior (ver Tabla 2 y 3).
El criterio estandar para validar la consistencia de una muestra de hidrocarburos sugiere que la tolerancia en la comparación de la composición obtenida mediante las recombinaciones física y matemática sea menor a 2% y 5% para las fracciones C1 y C7+ respectivamente; en ambos casos se cumple con el criterio de consistencia.
De los ensayos CCE y DL se distingue un reservorio de petróleo negro, inicialmente bajo-saturado, con un Bo de bajo encogimiento y relativamente moderado GOR.
De los ensayos CCE y DL (ver Tablas 4, 5 y 6) se distingue un reservorio de petróleo negro, inicialmente bajo-saturado, con un Bo de bajo encogimiento y relativamente moderado GOR (Ver Figura 4).
3.1.3 Validación de las Pruebas PVT en el reservorio Vivian Inferior
Se realizó un procedimiento de validación de la consistencia del PVT , utilizando las técnicas de recombinación matemática, función "Y" y ensayo de liberación diferencial (prueba de desigualdad). De esta manera, tanto la composición de fluido de reservorio reportada, como los resultados de la variación de las propiedades de fluido con la presión, en los ensayos de expansión a composición constante (CCE) y liberación diferencial fueron validados con una tolerancia menor al 3%.
1. Validación mediante la Función "Y"
Los sistemas compuestos básicamente por hidrocarburos muestran una relación lineal de la Función "Y" con la presión. Si el crudo presenta un alto contenido de componentes que no son hidrocarburos, la Función "Y" se aleja del comportamiento lineal.
La Tabla 7 y la Figura 5 muestran la estimación de la Función "Y" en cada etapa del Ensayo de Expansión a Composición Constante y su consiguiente desviación de la Función "Y" corregida.
Para la validación de la muestra PVT mediante la Función "Y" se siguieron los siguientes pasos:
(1) Calculo de la Función "Y" para todas las presiones debajo de la presión de saturación usando la ecuación(1).
(2) Gráfico de la Función "Y" versus la Presión en la escala cartesiana.
(3) Estimación de los coeficientes (a y b) de la recta que mejor ajustan los datos de la gráfica; estos son utilizados para determinar la Función "Y" corregida.
2. Prueba de Desigualdad
Esta prueba nos indica que la validez de una prueba PVT se basa en el hecho que se cumpla la siguiente desigualdad(ecuación 2).
En la Tabla 8, se aprecia la consistencia de la Prueba de Liberación Diferencial, para presiones menores a la presión de burbuja (1322 psi), con lo cual se valida la prueba PVT .
3.2 Análisis Termodinámico y Fisicoquímico de los Hidrocarburos de Vivian Inferior
3.2.1 Modelamiento del Comportamiento de Fase
Para modelar el comportamiento de fase, fue necesario en primer lugar, hacer un trabajo de agrupamiento de los pseudcomponentes pesados de la fracción C7+, utilizando esquemas termodinámicos como el de Whitson. El método Whitson se basa en determinar el número de agrupamientos de la fracción C7+ (Ng), y define los rangos de pesos moleculares (Mi), para la formación de tales grupos.
Las ecuaciones 3 y 4, permiten definir Ng y los valores de Mi como se indica a continuación:
De esta manera, se definieron los siguientes 5 grupos de pseudocomponentes C7+, con sus respectivas propiedades, como se indican en las Tablas 9 y 10.
Finalmente, se construyó un diagrama de fase y un diagrama ternario de la mezcla de hidrocarburos del reservorio Vivian Inferior con un software comercial de modelado (Ver Figura 6).
La Caracterización termodinámica del hidrocarburo muestreado en el reservorio Vivian Inferior, del Yacimiento Situche Central permitió reconocer un nuevo tipo de reservorio en la región, que si bien es cierto no llegaría a ser catalogado como petróleo volátil (de alto encogimiento), contiene un fracción considerable de componentes C3+ (> 30%) en la fase gaseosa, lo que contribuiría en reducir el API y la viscosidad del hidrocarburo líquido producido. Asimismo, cabe señalar que el modelo resulta del comportamiento de fase resultó ser representativo, ya que al simular la estimación de la presión de burbuja se obtuvo una cifra en el 3% de variación, respecto al valor medido en el experimento CCE.
3.2.2 Calibración de la Ecuación de Estado
Se utilizó una ecuación de estado (EoS) Peng-Robinson con la corrección volumétrica para el modelamiento del comportamiento de fase en Vivian Inferior. Se otorgaron distintos pesos a cada una de las propiedades a cotejar en el ajuste de la EoS, otorgándose especial prioridad a la presión de burbuja, GOR, Bo y viscosidad (Ver Figura 7, 8, 9 y 10). Los resultados de la calibración de la ecuación de estado muestran un muy buen ajuste en términos generales, en la mayoría de casos menor al 10%, entre la variable observada y calculada (Ver Tabla 11).
3.2.3 Tablas PVT para la Simulación de Reservorios
Finalmente, teniendo en cuenta que se definió el tipo de reservorio como black oil, solo fue necesario exportar las tablas de propiedades de petróleo y gas natural al modelo de simulación numérica del Yacimiento Situche Central(Tablas 12 y 13).
3.3 Aplicación en el Modelo de Simulación del Yacimiento Situche Central
Las tablas PVT generadas en la sección anterior para modelar las propiedades del petróleo y gas disuelto fueron empleadas exitosamente en el modelo conceptual de simulación numérica del Yacimiento de Situche Central. Teniendo en cuenta que el modelo ha sido elaborado considerando el reservorio Vivian Inferior, solo fue necesario definir una región de fluido. Para tomar en cuenta parcialmente el cambio composicional con la profundidad, se definió una tasa de razón de solubilidad respecto a la profundidad, teniendo en cuenta que el campo fue modelado como "black oil". El modelo fue empleado para evaluar algunas estrategias de desarrollo considerando diferentes trayectorias de pozo (vertical, direccional u horizontal), diferentes tamaño de acuífero, así como también, un rango razonable de número de pozos (entre 6 y 9, de acuerdo al comportamiento de campos análogos en el Lote 1AB) a fin de evaluar el factor de recobro esperado; luego de algunas ejecuciones del modelo base de simulación conceptual, se encontró una combinación óptima de 6 pozos (verticales + direccionales) para alcanzar un factor de recobro de 40% en el Yacimiento Situche Central (Ver Figura 11). Asimismo, se obtuvieron los siguientes perfiles de producción de cada pozo productor, cuya forma tipo y parámetros de declinación fueron usados posteriormente en un modelo de predicción probabilístico de la producción (Ver Figura 12).
4. Resultados y Conclusiones
· La Caracterización termodinámica del hidrocarburo muestreado en el reservorio Vivian Inferior, del Yacimiento Situche Central, permitió reconocer un nuevo tipo de reservorio en la región, que si bien es cierto no llegaría a ser catalogado como petróleo volátil (de alto encogimiento), contiene un fracción considerable de componentes C3+ (> 30%) en la fase gaseosa, lo que contribuiría en reducir el API y la viscosidad del hidrocarburo líquido producido.
· De otro lado, luego de un estricto procedimiento de validación de la consistencia de los PVT s, se logró un muy buen ajuste en la calibración de la EOS Peng Robinson con la corrección volumétrica del tercer parámetro. Las propiedades ajustadas fueron la presión de burbuja, volumen relativo, factor de volumen de formación (βo), razón de solubilidad (Rs) y viscosidad con una tolerancia de +-10%.
· Finalmente, los resultados sugieren que las propiedades de la EOS sean exportadas como una tabla PVT , para ser usada en el modelado numérico o de balance de materiales del yacimiento Situche Central (modelo "black oil") con una tolerancia en los resultados de +- 5%.
5. Contribuciones Técnicas & Económicas
· Metodología que permite validar la consistencia de los ensayos PVT en muestras de petróleo, de yacimientos de alto y bajo encogimiento.
· Metodología para distinguir si un yacimiento de petróleo es de alto (petróleo volátil) o bajo encogimiento (petróleo negro).
· Metodología para caracterizar termodinámicamente un yacimiento de petróleo a partir de la calibración de una ecuación de estado ajustada a las observaciones de los ensayos de laboratorio.
· Metodología para predecir bajo qué condiciones termodinámicas se formaran depósitos de parafinas o asfáltenos.
· Mayor precisión en la predicción del comportamiento productivo (tasas de producción y volúmenes recuperables), y en la monetización de los hidrocarburos, por una mejor definición del tipo de fluido.
· Optimización de los costos de intervención periódica de pozos, a partir de una mejor definición de los tratamientos de limpieza en fondo, mediante la predicción del comportamiento termodinámico desde el fondo del pozo hacia la superficie.
6. Agradecimientos
El autor agradece a PETROPERU S.A. por el soporte y la autorización para publicar el presente artículo técnico.
REFERENCIAS
1. Ahmed, T. (2007). Equations of State and PVT Analysis. Gulf Publishing Company.
2. Danesh, A. (1998). PVT and Phase Behavior of Petroleum Reservoir Fluids. Elsevier.
3. GEYE-PET ROPERU. (2013). Initial Development Plan–Situche Central Field–Block 64.
4. Pedersen, K. et all. (1992). PVT Calculations on Petroleum Reservoir Fluids using Measured and Estimated Compositional Data for the Plus Fraction.
5. REPSOL Peru, E&P. (2009). Validación, Evaluación y Elaboración del Informe PVT.
6. Rojas, G. (2000). Ingeniería de Yacimientos de Gas y Gas Condensado.
7. Sampling Petroleum Reservoir Fluids. (2003). API Recommended Practice 44 Second Edition.
8. Stamataki, S. Magoulas, K. Tassios, D. National University of Athenas. (1997). Prediction of Phase Behaviour and Physico-chemical Properties of HTHP Reservoir Fluids. SPE 37294.
9. Whitson, C. & Brulé M. (2000). Phase Behavior. SPE Monograph.