ANÁLISIS PVT

El análisis PVT consiste en un conjunto de pruebas que se hacen en el laboratorio para determinar las propiedades y su variación con la presión de los fluidos de un yacimiento petrolífero, con la finalidad de conocer el comportamiento del mismo.

Este estudio relaciona tres parámetros básicos: Presión, Volumen y Temperatura (PVT), los cuales son los que gobiernan en gran parte el comportamiento de la producción de un yacimiento de petróleo. El análisis PVT consiste en simular en el laboratorio el agotamiento de Presión (Depleción) de un yacimiento volumétrico e isométrico midiendo exactamente los volúmenes de gas y liquido separados en cada decremento de presión. Durante las pruebas el volumen y la temperatura se mantienen constantes.

Los estudios PVT están diseñados para representar el comportamiento de los fluidos de reservorio durante las etapas normales de explotación de yacimientos. Algunos procesos que ocurren en el reservorio pueden reproducirse, con razonable representatividad, a la escala de laboratorio, pero otros procesos sólo pueden aproximarse en forma muy simplificada. En consecuencia, resulta muy importante comprender la representatividad de los estudios de laboratorio para los distintos tipos de fluidos y para los diferentes reservorios.

Objetivo.-

El análisis PVT tiene como objetivo simular correctamente el comportamiento de un yacimiento durante la producción del fluido, desde el yacimiento hasta los separadores, donde es fundamental que la muestra sea representativa del fluido original en el yacimiento.

Muestreo de fluidos

Las propiedades pvt se determinan normalmente en el laboratorio utilizando una muestra de fluido del yacimiento; la cual puede obtenerse de dos formas: 1) con equipo especial de muestreo (toma muestras) que se baja al fondo del pozo para recoger la muestra en condiciones de yacimiento y 2) tomando muestras de gas y petróleo en la superficie y mezclándolas en las debidas proporciones de

acuerdo con la relación gas-petróleo (rgp) medida al tiempo de muestreo. Sea cual fuera el método se recomienda obtenerla al comienzo de la vida productiva del yacimiento; ya que de esta forma será más representativa de la composición del fluido original.

RECUPERACION DE MUESTRAS PARA EL ANÁLISIS

Esta etapa es crítica para la representatividad de la información a ser utilizada para todo el yacimiento

El muestreo se realiza temprano en la vida productiva del yacimiento

El pozo debe ser lo mas reciente posible. Esto hace que se minimicen los efectos del gas libre existente en el yacimiento e incrementa la posibilidad de que la composición de sus fluidos no haya experimentado muchos cambios.

Se usan dos procedimientos

Muestreo de fondo

Muestreo de superficie (a ser recombinada)

Ambos requieren el acondicionamiento previo del pozo antes de la recuperación de la muestra

1. 1 Muestras de fondo

Para tomar este tipo de muestras es necesario que una vez seleccionado el pozo; se proceda a su preparación para lo cual se requiere cierto tiempo que varía según su historia y según su capacidad de producción con el objeto de obtener la presión de fondo fluyente más alta; el pozo debe producirse por un tiempo a la tasa de flujo más baja que pueda mantener y hasta que se haiga estabilizadora (rgp)de producción. Es recomendable alcanzar la saturación de gas posible en las cercanías del pozo y; de ser factible; que esta sea la saturación inmóvil del gas. El tiempo necesario para esta operación varia entre un par de horas y varios días; dependiendo de la productividad del pozo y de la saturación de gas libre en el momento de comenzar su preparación.

El fluido que entra al pozo se encuentra en las condiciones de equilibrio que existen en el fondo. Se recomienda correr registro de producción con un medidor continuo de flujo y un densímetro para determinar el punto de mayor entrada de flujo y los posibles contactos gas-petróleo y agua-petróleo. Una vez que se tenga esta información se selecciona la profundidad a la cual se ubicara el toma muestras; lo que debe hacerse en la zona de mayor flujo de petróleo.

Realizado lo anterior; se introduce el toma muestras con la ayuda de un cable; se ubica la profundidad deseada y se activa su sierre desde la superficie con el objeto de obtener y mantener la muestra bajo presión.

1.2.- Muestras recombinadas

En este procedimiento la toma de muestra se efectúa en el separador de superficie y posteriormente; en el laboratorio; se recomienda los fluidos en las mismas proporciones que existían en las pruebas de producción que se hayan efectuado. Al tomar las muestras se debe estar seguro de obtener los

volúmenes necesarios de cada una de ellas para poder recombinarlas en la relación que se requiere. Esta precaución debe observarse especialmente cuando se recoleta la fase gaseosa; debido al alto volumen de gas necesario para ser disuelto en el petróleo.

Además de las muestras; se necesita la siguiente información complementaria:

1.- volumen del petróleo en el separador y en el tanque de almacenamiento

2.- temperatura y presión del separador.

3.- temperatura y presión del tanque de almacenamiento.

4. gravedad específica del petróleo

5. relación gas-petróleo de producción.

6. gravedad específica del gas.

7. temperatura del fondo del pozo.

8. presión fluyente del pozo.

Con esta información es posible efectuar una recombinación de las muestras que son representativas del yacimiento.

Este método es excelente cuando el pozo esta fluyendo a una presión de burbujeo de los fluidos del yacimiento. Si la presión de fondo fluyente es menor; se produce gas libre y la presión de burbujeo obtenida en el laboratorio será mayor que la original del yacimiento. El ingeniero de yacimiento puede detectar esta anomalía y corregirla tomando en cuenta pruebas anteriores y la historia de producción del yacimiento.

Muestras de flujo

Este procedimiento se aplica básicamente a la toma de muestra en posos productores de condensados para realizarlos se requiere la misma preparación de los pozos y la misma información que en el método de recombinación de muestras; la presión y la temperatura juegan un papel importante y por ello; es necesario conocer su medida en el punto donde se tomo la muestra.

Este método utiliza un tubo de pequeño diámetro que se introduce en el centro de la tubería de flujo del pozo punto donde existe la mayor velocidad de flujo. El fluido que pasa por dicho tubo es desviado a un separador auxiliar o a un recipiente para tomar muestras. El lugar ideal para la ubicación del tubo es unos pies debajo del cabezal del pozo pero si esto no es posible se puede ubicar entre el pozo y el separador. Se trata de un método rápido que; unido a un pequeño separador; puede dar buenos resultados con medidas efectuadas en el campo. La muestra puede almacenarse en el envase toma muestra y; en este caso; su manipulación es similar a la toma de muestra en el fondo del pozo también se pueden tomar muestras separadas de gas y líquidos para tratarlas como el método de recombinación de muestras.

El procedimiento pierde su exactitud cuando los pozos producen con alto contenido de líquidos; pues los líquidos se distribuyen a la largo de la tubería y no fluyen distribuidos uniformemente en el gas; lo cual ocasiona que no sean recogidos cuando el tubo toma muestra se ubica en el centro de la tubería.

2. ANALISIS DE LABORATORIO DE LAS MUESTRAS DE FLUIDOS DEL YACIMIENTO

Independientemente del método usado para recoger la muestra, los análisis de laboratorio que se realizan son los mismos. Sin embargo, antes de que cualquier prueba pueda ser llevada a cabo, es necesario realizar cierta preparación en la muestra del campo:

En el caso de una muestra del fondo del pozo es necesario elevar la temperatura y presión de la muestra de campo en condiciones de yacimiento y luego transferirla a una celda apropiada para su análisis.

La preparación de una muestra de recombinación es más compleja. El gas y el petróleo se deben recombinar en las proporciones adecuadas para obtener una muestra representativa del fluido del yacimiento. Las cantidades que se deben medir en el laboratorio antes de la recombinación son los análisis molares de la muestra del líquido y del gas del separador los cuales se obtienen normalmente por medio de una columna de destilación fraccionada. Un pequeño volumen del líquido del separador se lleva a las condiciones de prueba del separador del campo y se pasa instantáneamente a las condiciones de prueba de tanque del campo. El volumen del líquido del separador y el volumen que resulta del tanque se utiliza para calcular el factor de merma en el separador, Ss.

ss=vol de petroleo encondiciones de tanque

vol de petroleo enel separadorEste factor de merma se usa para determinar la relación del gas y el líquido del separador. Luego se calcula la relación gas-petróleo RGP) en el separador y se determina el número de pie cubico de gas para ser recombinado con el volumen del líquido del separador.

Rp∗Ss=R sp

Donde Rp es la RGP del separador expresada con respecto al líquido en condiciones de tanque, Ss, el factor de merma en el separador, y R sp, la RGP del separador con respecto al liquido en el separador.

Las muestras de líquido y gas en el separador se recombinan en la proporción dictada por R sp la composición molar de los fluidos producido puede calcularse a partir del análisis del líquido y del gas en el separador. Cuando los fluidos son recombinados, el fluido resultante es equivalente a una muestra de fondo y solo es necesario elevar la presión y la temperatura de la muestra a condiciones de yacimiento para los análisis adicionales.

La preparación de una muestra de flujo es similar a la de una muestra de recombinación y esta es separada y recogida como líquido y gas. Si se recoge sin separación, se trata como una muestra de fondo.

La mayoría de las propiedades que se determinan en el análisis de los fluidos de un yacimiento pueden calcularse con gran aproximación a partir de su composición detallada, siendo esta la mejor descripción del yacimiento que se puede realizar.

2. 1.- Prueba de Expansión a Composición Constante (CCE)

La Expansión a Composición Constante es el proceso por el cual la presión de confinamiento de una mezcla se reduce, permitiendo la vaporización parcial de la misma.

• Es la primera de las pruebas PVT que se aplica a un fluido hidrocarburo.

• Es realizada a gases condensados y aceites crudos para simular las relaciones presión-volumen de esos sistemas hidrocarburos.

• Su principal objetivo es hallar la presión de saturación del fluido de yacimiento.

PROCEDIMIENTO

1.-El fluido es transferido isobáricamente y en una sola fase a una celda PVT.

2.-El fluido en la celda es llevado a la temperatura del yacimiento y a una presión mucho mayor a la de éste.

3.-Se mide el volumen que ocupa el fluido dentro de la celda inicialmente.

4.-Se procede a disminuir la presión de la celda, en cada nivel de presión se debe agitar el sistema para asegurarse que las fases están en equilibrio.

5.-Para cada nivel de presión se debe registrar las lecturas de la bomba.

6.-Durante este proceso se debe observar a través de la celda, con el fin de estar atentos a la formación de las primeras burbujas de gas.

7.-El procedimiento anterior es realizado hasta que se alcance una presión de abandono o equivalente a un volumen relativo a 2.

PROPIEDADES MEDIDAS POR CCE

DETERMINACION DEL PUNTO DE SATURACIÓN

VOLUMEN RELATIVO

Factor Z del gas (P>Psat)

Líquidos condensados (P<Psat en sistemas de gas)

Merma del liquido (P<Psat en sistemas de aceite)

Densidad del fluido

Volumen relativo

Presión de saturación

CORRECCIÓN DEL VOLUMEN RELATIVO

Frecuentemente el volumen relativo requiere de una corrección por los errores de laboratorio en las mediciones de volumen de hidrocarburos por debajo de la presión de saturación.

Para esto se emplea una función adimensional de compresión, comúnmente llamada función Y, la cual está dada por la siguiente expresión:

1sat

rel

P PY

P V

Donde: Psat = Presión de saturación, psia

P = Presión, psia

Vrel = Volumen relativo a la presión P

CORRECCION DEL VOLUMEN RELATIVO

El procedimiento para corregir el volumen relativo se puede resumir en tres pasos:

Paso 1. Calcular la función-Y para todas las presiones por debajo de la presión de saturación utilizando la ecuación anterior.

Paso 2. Representar la función Y vs la Presión en una escala cartesiana

Paso 3. Determine los coeficientes de la recta que mejor se ajusten a los datos, o bien:

Y = a + bP

Donde a es el intercepto y b la pendiente de las líneas.

Paso 4. Volver a calcular el volumen relativo para todas las presiones por debajo de la presión de saturación con la siguiente expresión:

Comportamiento pv de algunos hidrocarburos

FU

NC

IÓN

Y

PRESION

b pendiente

a

F(Y) Vs P

1 sat

rel

P PV

P a bp

V

Presión de Saturación(Punto de Burbuja)

Aceite Negro

Presión de Saturación

(Punto de Rocío)

Gas Condensado

Presión de Saturación(Punto de Burbuja)

Aceite Volátil

Gas Seco

?

V

V

V

P

P

P

P

Fuente: AMIRA.G.J., CENTENO.F. “Montaje y puesta en funcionamiento del laboratorio de pruebas PVT de la Universidad

Industrial de Santander”. Universidad Industrial de Santander 1994.

DENSIDAD DEL FLUIDO

EXPANSIÓN TÉRMICA

«La expansión térmica es el cambio de volumen de la muestra con respecto al cambio de temperatura a la cual fue sometida a presión constante »

ETP= Expansión térmica a la presión

Vm1= Volumen de la muestra en la celda a la temperatura inicial, (cc)

Vm2= Volumen de muestra en la celda a temperatura final

La muestra residual se lleva a Tlab , se le

retira el gas presente para

llevarla a una sola fase.

Es sometida a una P= 500 psi por encima de la Pb

hallada.

El baño de la celda visual se coloca a Tyto para realizar la

expansión a P constante desde

Tlab hasta Tyto.

Se calcula el volumen inicial y final de muestra para calcular la

expansión térmica con la ecuación

PRUEBA DE LIBERACION DIFERENCIAL.

La muestra de fluido se coloca en una celda de altas presiones, a una presión por encima del punto de burbujeo y a la temperatura del yacimiento. La presión se va disminuyendo en pequeños incrementos y se mide el cambio en volumen de sistema. Esto se repite hasta que aparece la primera burbuja de gas. Esta presión se denomina presión de burbujeo. Luego, para presiones predeterminadas o incrementos en volumen, se retira mercurio de la celda y ocurre liberación del gas en solución. Después, se agita la celda hasta que se alcance el equilibrio entre el gas liberado y el petróleo remanente en la celda.

El volumen total del gas y del petróleo se determina por los cambios en volúmenes de mercurio durante la prueba. Todo el gas libre se retira de la celda a una presión constante inyectado mercurio. Luego, el volumen de gas libre desplazado y el volumen de petróleo remanente en la celda se miden así en las condiciones de la celda. Como el gas libre también se mide en condiciones normales, se puede estimar el factor de desviación del gas.

Después de ese punto, la presión se reduce en varias etapas, usualmente de 10 a 15 niveles de presión. A cada presión de análisis se agita la muestra para alcanzar el equilibrio y todo el gas liberado se remueve, y su volumen se mide en condiciones estándar.

El volumen de petróleo remanente se mide a cada nivel de presión es importante señalar que este petróleo remanente está sujeto a continuos cambios de composición y progresivamente se va enriqueciendo en los componentes más pesados. Este tipo de liberación se caracteriza por la variación de la composición del sistema total de hidrocarburo.

Los datos experimentales obtenidos de esta prueba incluyen:

Cantidad de gas liberado y, por lo tanto, la relación gas disuelto petróleo Merma o reducción del volumen de petróleo en función de la presión Propiedades del gas que sale incluyendo su composición, el factor de compresibilidad y

la gravedad especifica Densidad del petróleo remanente en función de la presión

Este procedimiento se repite para todos los incrementos de presión hasta que solo queda petróleo en la celda a la temperatura del yacimiento y presión atmosférica luego el volumen de petróleo residual se mide y se convierte a un volumen a 60°F esto es Vsc.

El factor de merma del petróleo debido a cambios de temperatura, se determina retirando el petróleo de la celda, donde se encuentra a la temperatura del yacimiento y presión atmosférica y depositándolo en un recipiente donde se pueda medir su volumen a la temperatura de 60°F

Los factores volumétricos del petróleo obtenido por separación diferencial Bod, también conocido como factores relativos del volumen del petróleo a todos los niveles de presión, se calcula dividiendo los volúmenes de petróleo registrado VL entre el volumen de petróleo residual Vsc es decir:

Bod= VL/ Vsc

La razón gas en solución diferencial se calcula también dividiendo el volumen del gas en solución R sd

entre el volumen de petróleo residual Vsc

La columna C de la tabla 4.4 muestra los volúmenes relativos totales B td de la prueba diferencial calculados mediante la siguiente expresión:

Btd = Bod + (Rsdb - Rsd) Bg

Donde Btd es el volume relative total en BY/BN, Bod el factor volumétrico diferencial del petróleo en

BY/BN, y Bg el factor volumétrico del gas en la formación BY/PCN.

El factor de desviación z listado en la columna (6) de la tabla 4.4 representa el factor Z del gas en solución liberado a la presión específica. Estos valores se calculan a partir de las medidas registradas de los volúmenes de gas utilizando la siguiente expresión:

Donde V es el volumen de gas liberado en la celda PVT a p y Ti, Vgsc, el volumen de gas removido en condiciones estándar, esto es, a Psc y Tsc

La columna 7 de la tabla 4.4 muestra el factor volumétrico del gas en la formación, B g estimado por la siguiente ecuación:

Donde Bg es el factor volumétrico del gas en la formación en PC/PCN; Psc la presión en condiciones normales en lpca; Tsc, la temperatura en condiciones normales en °R; T, la temperatura en °R y P la presión de la celda en lpca.

Prueba de separadores

Con esta prueba se trata de simula lo que ocurre en los separadores de campo. A tal efecto; se carga una muestra en una celda a presión de yacimiento y luego se descarga a un sistema de separadores de una; dos y tres etapas cada una a diferentes presiones; tal como se muestra en la figura 4.9

En cada etapa se separa el gas del líquido y se miden el volumen del gas y el del líquido remanente. Con esta información se puede calcular la relación gas-petróleo en cada etapa de separación y el factor volumétrico del petróleo bajo este esquema.

Mediante esta prueba se determinan los cambios en el comportamiento volumétrico de los fluidos del yacimiento a medida que pasan a través de los separadores y llegan al tanque de almacenamiento.

El comportamiento volumétrico final esta influenciado por las condiciones de operación; esto es; las presiones y las temperaturas de las facilidades de separación en superficie. Su objetivo principal es proveer la información esencial de laboratorio necesaria para determinar las condiciones óptimas de separación; las cuales maximizaran la producción de petróleo en el tanque. Además sus resultados combinados con los datos de liberación diferencial; proporcionan una forma de obtener los parámetros pvt requeridos por los ingenieros de petróleo en sus cálculos. Conviene señalar que estas pruebas de separadores se llevan a cabo solamente en el petróleo original al punto de burbujeo.

Dichas pruebas se realizan colocando una muestra de hidrocarburos en una celda pvt; cuyo volumen se mide como (vs). Luego se desplaza y somete a la prueba de liberación instantánea a través de un sistema de separación de múltiples etapas; comúnmente de una a tres etapas; cuya presión y temperatura se fijan para representar las condiciones de separación de las facilidades de superficie. El gas liberado de cada etapa se remueve y se le determina la gravedad específica y el volumen en condiciones normales. El volumen del petróleo remanente en la última etapa; que representa las condiciones de tanque; se mide y se denota como (vo)sc. Estas medidas experimentales se usan para determinar el factor volumétrico del petróleo en la formación y la solubilidad del gas a la presión de burbujeo; por medio de las siguientes relaciones.