Publicado 2017-12-15
Palabras clave
- Optimización Correlaciones,
- Viscosidad,
- Densidad,
- Factor Volumétrico
Cómo citar
Resumen
La estimación de las propiedades del fluido de un yacimiento y su variación en función de la Temperatura y la Presión representa un elemento clave para construir un modelo de simulación de flujo de producción acertado. El método de modelamiento más riguroso actualmente aplicado utiliza las Ecuaciones de Estado (EOS), partiendo de una descripción detallada de la composición del fluido y la asignación de ciertas propiedades para cada uno de sus componentes. Una aproximación más generalizada considera el fluido divido únicamente en tres fases: agua, crudo y gas, conocido como Black-Oil, donde generalmente solo se tiene en cuenta la solubilidad del gas en las dos fases líquidas, mientras el agua y el aceite se consideran completamente inmiscibles. El desarrollo de cualquiera de estos dos tipos de modelo se basa en el ajuste a pruebas PVT realizadas en laboratorio.
Los esfuerzos de modelado del fluido están generalmente relacionados con su propósito y las características del mecanismo de producción, de forma que frecuentemente la simulación de fenómenos a nivel de pozo y superficie (no así a nivel de yacimiento), suelen simplificarse por el uso de correlaciones empíricas basadas en el modelo Black-Oil, las cuales son de amplio uso y cuentan con numerosas propuestas de diferentes autores. Estas correlaciones pueden fallar de forma crítica cuando son extrapoladas a condiciones de presión y temperatura diferentes a las de las pruebas experimentales. En este trabajo se presentan los resultados de una metodología para el ajuste fino mediante optimización de diferentes correlaciones para la predicción del comportamiento PVT de los fluidos de cuatro campos diferentes de Colombia, con características de crudo pesado (Campos Castilla y Chichimene) y otros más livianos (Campos Apiay y Yariguí,), cuyas gravedades API se encuentran entre 7-30 °. A la información experimental de prueba PVT se añaden además restricciones de comportamiento esperado y propiedades del fluido a condiciones de superficie, obteniendo expresiones que logran representar congruentemente fluidos de yacimiento en condiciones típicas operacional de un pozo productor, y que sirven no solo para los crudos ajustados sino también para crudos con propiedades similares, como por ejemplo del mismo campo
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