Pression du point de bulle de l’huile

Dans leur état d’origine, les huiles des réservoirs comprennent une certaine quantité de gaz naturel en solution. La pression à laquelle ce gaz naturel commence à sortir de la solution et à former des bulles est connue sous le nom de pression de point de bulle. Cette page traite des calculs du point de bulle et du rapport gaz/huile en solution (GOR).

Corrélations pour le calcul du point de bulle

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  Tableau 1

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  Tableau 1 contd.

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  Tableau 1 contd.

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  Tableau 1 contd.

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  Tableau 2

Ces équations peuvent être exprimées fonctionnellement comme:

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La solution GOR est déterminée en réarrangeant toute équation de corrélation donnée.

Analyse statistique des corrélations

Plusieurs études fournissent des analyses statistiques pour les corrélations entre le point de bulle, la pression et la RAB de la solution et fournissent des recommandations basées sur leurs résultats ; cependant, aucune de ces références n’examine l’ensemble des corrélations. Al-Shammasi a compilé une banque de données de 1 243 points de données provenant de la littérature. Elle a été complétée par 133 échantillons disponibles dans une base de données GeoMark Research, ce qui porte le nombre total de points de données à 1 376. Ces données ont ensuite été utilisées pour classer les corrélations de pression du point de bulle. Le tableau 3 résume les gammes de données trouvées dans cette compilation et leur distribution. La figure 1 montre la distribution des données utilisées pour préparer les corrélations PVT.

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  Tableau 3

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  Fig. 1 – Distribution des données utilisées pour préparer les corrélations PVT.

Le tableau 4 résume les performances de corrélation. Les résultats sont classés par erreur relative moyenne absolue, ce qui a fourni un moyen de classer les méthodes.

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  Tableau 4

  Les données ont été ensuite regroupées pour examiner l’impact de la gravité du pétrole brut et du GOR sur la cohérence des corrélations. Les méthodes proposées par Lasater, Al-Shammasi, et Velarde et al. ont montré leur fiabilité dans une large gamme de conditions. L’auteur a obtenu de bons résultats avec les corrélations de Standing et de Glasø, bien qu’elles n’aient peut-être pas été très bien classées avec cet ensemble de données. La figure 2 représente ces corrélations à des fins de comparaison.

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    Fig. 2 – Corrélations de pression de point de bulle sélectionnées.

  Comparaison de corrélations pour une solution variable GOR

  Fig. 3 résume graphiquement les résultats des 32 corrélations de la pression du point de bulle pour un GOR variable, un pétrole brut de 35°API, une gravité de gaz d’hydrocarbure de 0,65 et une température de 150°F. Les méthodes individuelles ne sont pas étiquetées car c’est l’enveloppe et la gamme des réponses qui sont intéressantes. Certaines informations concernant les tendances de corrélation peuvent être recueillies à partir des valeurs aberrantes.

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    Fig. 3 – Relation entre la pression du point de bulle et la gravité gazeuse de la solution.

  Impact des impuretés sur les corrélations

  La méthode d’Owolabi pour les systèmes de pétrole brut du bassin de Cook Inlet en Alaska, présentée à la Fig. 3, illustre l’impact des impuretés gazeuses sur la corrélation de la pression du point de bulle. Ce système de pétrole brut est caractérisé par des RAB de l’ordre de 200 à 300 scf/STB et des teneurs en azote de 5 à 15 %. La gamme limitée de RAB, combinée à l’azote présent dans le gaz de surface, donne lieu à une corrélation qui prédit des valeurs plutôt élevées de la pression du point de bulle lorsqu’elle est extrapolée à des RAB plus élevés. Ceci illustre les pièges du développement d’une corrélation à partir d’un ensemble limité de données et définit davantage l’importance de comprendre la plage d’applicabilité de toute corrélation donnée. La méthode peut être parfaitement valide dans une gamme limitée de conditions ; cependant, les équations qui définissent la méthode peuvent ne pas convenir à l’extrapolation.

  Cet exemple illustre également l’importance d’ajuster la pression du point de bulle calculée pour les effets des impuretés du gaz. Pour la plupart, les corrélations point de bulle-pression ont été établies avec peu ou pas d’impuretés dans le gaz. Owolabi a reconnu l’importance de ces impuretés et leur impact sur les résultats calculés. Des méthodes d’ajustement de la pression du point de bulle calculée pour les impuretés du gaz ont été développées et devraient être utilisées.

  Ajustements pour tenir compte de la composition du brut

  Il est instructif de se concentrer sur la grande dispersion de la gamme de corrélations présentée à la figure 3. Les corrélations forment une enveloppe centrale de résultats qui coïncident avec les variations attendues en raison de la nature chimique du pétrole brut. Les corrélations avec des résultats résidant au-dessus et au-dessous de l’enveloppe de noyau ont été ignorées, et la différence entre les résultats élevés et faibles a été déterminée comme indiqué à la Fig. 4.

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    Fig. 4 – Variabilité définie par les corrélations de pression du point de bulle.

  Les corrélations utilisant uniquement la gravité API pour définir le composant du pétrole brut ne décrivent pas correctement la nature chimique du pétrole brut. La méthode de Lasater repose sur une relation entre la gravité du pétrole brut et le poids moléculaire. L’équation du facteur de caractérisation de Watson de Whitson peut être utilisée pour examiner cette relation. Lasater a indiqué que la relation entre la gravité du pétrole et le poids moléculaire correspondait à un facteur de caractérisation de Watson de 11,8 ; cependant, après un examen plus approfondi, la corrélation est représentative du pétrole paraffinique avec un facteur de caractérisation de Watson d’environ 12,2, comme le montre la figure 5. Whitson et Brulé ont recommandé d’utiliser la relation de Cragoe pour déterminer la masse moléculaire à partir de la gravité API pour déterminer la masse moléculaire du brut.

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  Publiée pour la première fois en 1929, cette équation est généralement utilisée avec les condensats et est applicable sur la plage de 20 à 80°API. Elle ne doit pas être utilisée en dehors de cette plage. Un facteur de caractérisation de Watson de 11,8 est défini par la relation de Cragoe sur la plage de gravité API 30 à 40. Les travaux de Whitson sur les bruts de la mer du Nord qui ont un facteur de caractérisation de 11,9 appuient cette recommandation. Une recommandation plus générale consiste à utiliser l’équation de Whitson pour déterminer la masse moléculaire à partir du facteur de caractérisation de Watson et de la densité du pétrole. Cela ajoute la dimension de la nature chimique du pétrole brut à l’estimation des propriétés des fluides à l’aide de corrélations.

  Lasater a développé une corrélation entre un facteur de pression du point de bulle, pbγg/T, et la fraction molaire de gaz dissous dans le pétrole, qui est représentée à la figure 6. L’équation ajustée aux données a été modifiée pour fournir une meilleure performance de la corrélation à des conditions de GOR élevées. La méthode de Lasater est résumée dans son intégralité dans les tableaux 1 et 2.

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    Fig. 5 – Poids moléculaire effectif lié à la gravité du pétrole en cuve.

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    Fig. 6 – Corrélation du facteur de pression du point de bulle avec la fraction molaire du gaz.

  Whitson et Brulé ont proposé une modification de la corrélation de Glasø pour tenir compte des changements du facteur de caractérisation. La corrélation de Glasø a été développée à partir de pétroles bruts de la mer du Nord avec un facteur de caractérisation de Watson de 11,9. La modification proposée est

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  La figure 7 illustre l’effet de la modification du facteur de caractérisation de Watson sur la pression du point de bulle pour les corrélations de Lasater et de Glasø. La gamme des solutions de pression de point de bulle est comparable à la gamme présentée à la figure 4. Il est clair que l’ajout du facteur de caractérisation de Watson à la corrélation de la pression du point de bulle offre une plus grande flexibilité dans l’utilisation d’une corrélation sur une base mondiale. Whitson et Brulé présentent des graphiques détaillant la relation entre la pression du point de bulle et la caractérisation qui montrent que la pression du point de bulle diminue avec l’augmentation du facteur de caractérisation. Leur procédure d’analyse permet également de modifier la gravité API et le GOR. En permettant à ces deux quantités de varier, leur évaluation montre l’inverse de la Fig. 7.

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    Fig. 7 – Effet du facteur de caractérisation sur la pression du point de bulle.

  Mises en garde sur l’utilisation des corrélations

  Une corrélation est une équation ou une méthode ajustée à des groupes de données spécifiques pour fournir la relation entre les variables dépendantes et indépendantes. Correctement définies, les variables couvrent une large gamme de conditions, permettant à la corrélation de représenter correctement les processus physiques modélisés. La formulation des équations est importante car elles sont couramment extrapolées en dehors de la plage utilisée pour leur développement. Certaines corrélations ont été développées avec des équations multiples pour diverses plages de gravité du pétrole brut. Normalement, 30°API est choisi comme point à partir duquel les équations changent. Des discontinuités dans les relations peuvent apparaître suite à l’utilisation d’équations multiples. D’autres méthodes montrent des tendances non physiques. Il faut être prudent dans l’utilisation de ces méthodes pour des calculs « d’usage général » sur une large gamme de conditions.

  Les corrélations proposées par Vazquez et Beggs, Al-Najjar et al, Kartoatmodjo et Schmidt, De Ghetto et al, et Elsharkawy et Alikhan utilisent des équations multiples pour couvrir la gamme des gravités API. Ces méthodes présentent souvent des discontinuités aux frontières. La méthode de Dokla et Osman ne montre pratiquement aucune sensibilité à la gravité du pétrole brut. La pression du point de bulle devrait augmenter avec l’augmentation de la température. Les méthodes proposées par Dokla et Osman, Almehaideb, Elsharkawy, et Dindoruk et Christman montrent une diminution. La pression du point de bulle devrait diminuer avec l’augmentation de la gravité du gaz. Les méthodes proposées par Asgarpour et al. (pour les formations Cardium/Viking et D2/Leduc) et Elsharkawy sont insensibles à la gravité du gaz ou montrent une augmentation de la pression du point de bulle avec l’augmentation de la gravité du gaz. La corrélation d’Omar et Todd montre une tendance parabolique qui est inexacte pour les gravités de gaz élevées. Cette méthode doit être évitée pour les systèmes de pétrole brut dont la gravité spécifique du gaz est supérieure à 1,10. Les figures 8 à 10 montrent ces résultats graphiquement.

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    Fig. 8 – Exemple de discontinuités de corrélation-gravité API.

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    Fig. 9 – Corrélations présentant des tendances non physiques avec la température.

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    Fig. 10 – Corrélations présentant des tendances non physiques avec la gravité du gaz en solution.

  En outre, plusieurs autres corrélations se sont avérées présenter des tendances indésirables. A la pression atmosphérique où la solution GOR est nulle, Petrosky et Farshad détermine une valeur de 50 à 100 scf/STB. Dindoruk et Christman ont fourni des équations distinctes pour la RAB et la pression du point de bulle en raison de leur complexité. Les deux équations donnent des résultats presque identiques pour les systèmes à faible RAB. Pour les systèmes à RAB plus élevé (p. ex., plus de 2 000 scf/STB), leur équation de RAB donne des résultats plus réalistes ; par conséquent, lorsqu’on utilise la méthode de Dindoruk et Christman, leur équation pour la solution RAB est recommandée. Pour calculer la pression du point de bulle, cette équation doit être résolue par des méthodes numériques en raison de sa formulation. Les corrélations proposées par Owolabi et Hasan et al. sont indéfinies à des pressions inférieures à 55 psia, tandis que la méthode d’Al-Marhoun, publiée en 1985, a une limite de pression supérieure de 5 348 psia en raison de la formulation des équations.

  Les corrélations sont souvent incorporées dans des programmes informatiques dans lesquels elles peuvent facilement être utilisées pour des conditions en dehors de la gamme prévue pour la méthode. Certaines méthodes se comportent bien et fournissent des résultats raisonnables lorsqu’elles sont extrapolées. D’autres méthodes ne devraient être utilisées que dans les limites définies par les données utilisées dans le développement de la corrélation.

  Effets des gaz non-hydrocarbures

  Les gaz non-hydrocarbures que l’on trouve généralement dans les systèmes de pétrole brut sont l’azote, le dioxyde de carbone et le sulfure d’hydrogène. Les corrélations de pression du point de bulle (à l’exception de celles d’Owolabi, Al-Marhoun, et Dokla et Osman) ont été développées avec des systèmes de pétrole brut qui ne contenaient pas de quantités importantes d’impuretés dans la phase gazeuse. Les travaux de Jacobson, Glasø et Owolabi soulignent la nécessité de procédures permettant de modifier la pression du point de bulle calculée pour ces impuretés. L’azote ne se dissout pas facilement dans le pétrole brut, ce qui entraîne une augmentation de la pression du point de bulle. En revanche, le dioxyde de carbone et le sulfure d’hydrogène sont plus solubles dans le pétrole brut que dans le gaz naturel, ce qui a pour effet d’abaisser la pression du point de bulle. Jacobson a évalué 110 échantillons de PVT de pétrole brut contenant jusqu’à 14 % d’azote et a constaté qu’il suffit d’appliquer un facteur de correction en fonction de la teneur en azote du gaz et de la température du mélange. Une équation pour tenir compte des effets de l’azote sur la pression du point de bulle a été développée.

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  Glasø a examiné les effets de l’azote, du dioxyde de carbone et du sulfure d’hydrogène sur la pression du point de bulle et a développé des corrections pour chaque impureté. La correction pour la teneur en azote est fonction de la teneur en azote du gaz, de la température et de la gravité du pétrole brut.

  ………………..(5)

  La correction pour le dioxyde de carbone est fonction de la teneur en dioxyde de carbone et de la température,

  ………………..(6)

  alors que la correction pour le sulfure d’hydrogène s’est avérée être une fonction de la teneur en sulfure d’hydrogène dans le gaz de surface et la gravité du pétrole brut.

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  Figures 1 à 3 décrivent ces corrections. Owolabi a constaté que la méthode de Jacobson était supérieure pour corriger la pression du point de bulle calculée pour la teneur en azote dans les systèmes de pétrole brut de Cook Inlet. La méthode de Jacobson était dérivée de données mesurées contenant moins de 14 % d’azote, tandis que les données de Glasø couvraient des systèmes contenant près de 20 % d’azote. Les facteurs de correction de Glasø pour le dioxyde de carbone et le sulfure d’hydrogène ont utilisé des données mesurées contenant des impuretés de 20 et 40%, respectivement.

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    Fig. 1 – Facteur de corrélation des pressions du point de bulle de l’azote.

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    Fig. 2 – Facteur de correction de la pression du point de bulle du dioxyde de carbone.

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    Fig. 3 – Facteur de correction de la pression du point de bulle de l’hydrogène sulfuré.

  Nomenclature

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  Mo	=	Poids moléculaire de l’huile, m, lbm/lbm mol
  T	=	température, T, °F
  pb	=	pression du point de bulle, m/Lt2, psia
  γoc	=	gravité spécifique « corrigée » de l’huile
  γom	=	gravité spécifique de l’huile mesurée
  	=	pression du point de bulle de l’huile avec du CO2 présent dans le gaz de surface, m/Lt2, psia
  	=	pression du point de bulle du pétrole avec H2S présent dans le gaz de surface, m/Lt2, psia
  	=	pression du point de bulle du pétrole avec N2 présent dans le gaz de surface, m/Lt2, psia
  pbh	=	pression du point de bulle du pétrole sans non-hydrocarbures, m/Lt2, psia
  γAPI	=	gravité API de l’huile
  Kw	=	Facteur de caractérisation de Watson, °R1/3

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  Voir aussi

  Propriétés des fluides pétroliers

  Caractérisation du pétrole brut

  PEH :Corrélations du système pétrolier

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