UNIVERSIDAD AUTÓNOMA DEL CARMEN
Propiedades Prop iedades de los Fluidos de Yacimiento Propiedades de los fluidos
Propiedades de los fluidos Propiedades del gas seco
Se dice que un yacimiento es de gas seco, si no se producen condensados cuan cuando do el gas se muev mueve e desd desde e el yacim acimie ien nto hast asta la super uperfi fici cie. e. Desd esde el punt punto o de vis vista del del equ equilib ilibri rio o de fase ases: o o o
La composición no varía. La gravedad específica se mantiene constante. El muestreo se puede realizar en superficie.
El volumen de un gas es función de la presión y temperatura, para efectos de normalizar las condiciones de venta de los hidrocarburos se ha definido una condición a la cual debe reportarse el volumen. A estas condiciones se les CONDICIONES ESTANDA ESTANDAR R conoce como CONDICIONES y el volumen medido a estas cond condici icion ones es se cono conoce ce como como condiciones estándar o condiciones base.
En general las condiciones estándar son: 14.65 psia y 60°F, aunque éstos valo alores varía arían n de acu acuerdo erdo al pais ais…
Propiedades del gas seco Condiciones estándar
En México, se aceptan las condiciones estándar siguientes:
14.6 14.696 96
1.03 1.033 3
60° 60° 15.5 15.56° 6° Aplicando la definición de condiciones estándar en la ecuación de los gases ideales tenemos:
∗ 10.732 ∗ 60 + 459. 59.7° 7° ° 379.52 14.696 14.696 1 379. 379.5 5
Propiedades del gas seco Factor de volumen de formación del gas (Bg)
Se define como el volumen de gas requerido a condiciones del yacimiento, para producir un pie cúbico estándar de gas en superficie.
Las unidades dependen del sistema que se utilice así como de la tropicalización.
, [ ]
En general, se utilizan minúsculas para representar condiciones de flujo y mayúsculas para indicar condiciones estándar.
El factor de volumen, también se conoce como factor de volumen del yacimiento y su inverso se conoce como factor de expansión ().
El comportamiento gráfico del factor de volumen del gas se muestra en la siguiente gráfica.
Factor de volumen del gas Comportamiento gráfico del factor de volumen del gas
•
Una forma práctica de calcular el factor de volumen del gas es a través del volumen ocupado por el gas a condiciones de yacimiento dividido por el volumen ocupado por la misma masa de gas a condiciones estándar.
•
Aplicando la definición de volumen de la ecuación de estado para gases reales tenemos:
Comportamiento del Factor de Volumen de Formación del gas 0.6 ) g B0.5 ( s a G l e d n0.4 ó i c a r m o0.3 F e d n e u l O0.2 V e d r o t 0.1 c a F
0
80
6 9 6 . 4 1
6 6 . 1 2 4
3 2 6 . 8 2 8
9 5 . 5 3 2 1
5 5 . 2 4 6 1
1 5 . 9 4 0 2
8 4 . 6 5 4 2
4 4 . 3 6 8 2
4 . 0 7 2 3
7 3 . 7 7 6 3
Presión (psig)
3 3 . 4 8 0 4
3 . 1 9 4 4
2 9 . 5 7 8 4
4 2 . 4 3 0 5
5 . 9 0 3 5
Factor de volumen del gas Definición del factor de volumen del gas (Bg)
Si 1.0, 520° y 14.696
14.696 1.0 520
0.0282
En unidades del sistema inglés (ft3/FT3).
Propiedades del gas seco Coeficiente de compresibilidad isotérmica (Cg). •
•
Se define como el cambio de volumen que sufre un gas cuando se reduce su presión a temperatura constante La Cg, es la dismunución en fracción de volumen que ocurre debido a un incremento de una unidad de presión.
1
1
Las unidades del compresibilidad son:
− ,
coeficiente
de
Coeficiente de compresibilidad isotérmica Definición de Cg para un gas ideal.
Partiendo de la ecuación de estado de los gases ideales:
Sustituyendo V en la definición de Bg, tenemos:
1
1/
1
Coeficiente de compresibilidad isotérmica Definición de Cg para un gas real.
Aplicando la definición de derivada de un cociente:
−
[
Finalmente:
1
1 1
Propiedades del gas seco Ejemplo 1
Calcular el factor de volumen del siguiente fluido a una temperatura de 220°F y una presión de 2100 psig.
Método 1.
Comp
Zi
M
Tc®
Pc(psia)
C1
0.65
16
342.9
666.4
C2
0.25
30
549.5
706.5
nC4
0.1
58
765.2
550.6
1.- Calcular las propiedades pseudocríticas del fluido. 2.- Calcular el factor de compresibilidad del gas. 3.- Obtener el factor de volumen de formación.
Método 2. 1.- Calcular el peso molecular aparente del fluido. 2.- Calcular la densidad relativa del fluido. 3.- Calcular el factor de compresibilidad del gas. 4.- Obtener el factor de volumen de formación.
Propiedades del gas seco Ejemplo 2.
Obtener la compresibilidad de un fluido gaseoso a 150°F y 1000 psia si se cuenta con la siguiente información a 150°F. P(psia)
vm(ft3/lbmol)
700
8.5
800
7.4
900
6.5
1000
5.7
1100
5
1200
4.6
1300
4.2
Solución.
Partir de la definición de compresibilidad:
=
Utilizar la definición de derivada de una función:
m
y y x x
Propiedades del gas seco Solución del ejercicio 2.
Graficar volumen molar contra presión.
Obtener la pendiente, tener cuidado de considerar el punto solución dentro de la pendiente.
Calcular el coeficiente de compresibilidad.
Propiedades del gase seco. Ejercicio 3.
Obtener el factor de expansión de un gas a una presión de 1000 psia y 68°F, considerando comportamiento de gas real; si tiene un peso molecular de 23.70 lb/mol.
1
1
Solución.
1. Calcular el factor de compresibilidad a diferentes presiones y a la temperatura de 68°F. Incluir la presión del problema.
2. Calcular la pendiente.
3.- Obtener el factor de expansión.
Propiedades del gas seco Coeficiente de compresibilidad para mezclas de gases (método alternativo)
Se utiliza la ley de los estados correspondientes, que establece que a las mismas condiciones de presión y temperatura reducida, todos los gases tienen el mismo factor de compresibilidad.
,
1/ 1
Propiedades del gas seco Forma alterna del coeficiente de compresibilidad
Finalmente, de la definición de Cg:
1
1
1
1
Este término se conoce como compresibilidad pseudoreducida y la compresibilidad del gas se calcula de la siguiente manera:
Compresibilidad reducida Ejemplo 4
Calcular la compresibilidad de un gas real a 2100 psig y 220°F, utilizando la ecuación de los gases reales. Comp
Zi
M
Tc®
Pc(psia)
C1
0.65
16
342.9
666.4
C2
0.25
30
549.5
706.5
nC4
0.1
58
765.2
550.6
Solución: 1. Obtener la presión y temperatura pseudocrítica. 2. Tabular presiones y temperaturas pseudoreducidas en los extremos de la presión donde se desea calcular la compresibilidad. 3. Obtener el factor de compresibilidad para cada presión y temperatura pseudoreducida.
4. Obtener la pendiente
5. Calcular la compresibilidad pesudoreducida.
Propiedades del gas seco Viscosidad del gas
La viscosidad es una medida de la resistencia al flujo de un fluido. La unidad de la viscosidad normalmente es el centipoise,
100 .
Se conoce como viscosidad dinámica y su símbolo es m.
Existe otro término de viscosidad conocido como viscosidad cinemática, la relación entre ambas es:
/ La unidad usada para la viscosidad cinemática se conoce como centistokes. ∗ 100 ∗ ∗ 100 ∗ ∗ ∗ 100 ∗
Viscosidad del gas
La viscosidad de los gases disminuye conforme se reduce la presión a temperatura constante.
El recíproco de la viscosidad se conoce como fluidez, es un término muy poco utilizado.
La viscosidad de los gases es difícil de obtener experimentalmente por lo que normalmente se utilizan correlaciones.
La viscosidad de una mezcla de gases se calcula con la siguiente ecuación:
, Viscosidad del componente i a condiciones atmosféricas “estándar” (Tablas).
Propiedades del gas seco. Viscosidad de los gases “reales” La viscosidad de los gases naturales “reales”, se obtiene a través de correlaciones y se verá posteriormente.
Propiedades de los gases húmedos
Un yacimiento de gas-condensado, tiene la particularidad de producir líquido a condiciones de superficie (separador), debido a la condensación de líquidos conforme el gas se mueve desde el yacimiento hasta la superficie modificando su condición de equilibrio por cambios en la presión y temperatura.
La pérdida de componentes pesados (condensados), hace que la composición del “gas de superficie” sea diferente a la composición del “ gas de yacimiento”.
Para definir la composición del fluido del yacimiento, es necesario realizar una recombinación de corrientes de los fluidos obtenidos en superficie.
Recombinación de corrientes
Dos casos de análisis son factibles: o
Composición de las corrientes conocidas,
o
Composición de las corrientes parcialmente conocidas.
En el primer caso, depende del número de etapas de separación y se requiere de un balance de materia, para ello es necesario utilizar flujos másicos o molares en vez de flujo volumétrico. Las opciones a analizar son: 1.
Separación en dos etapas.
2.
Separación en una etapa.
Caso 1. Separación en dos etapas.
Conservación de la materia.
+
Balance de materia total:
Balance de materia por po r componentes: + +
+ +
Para obtener el flujo en unidades másicas, es necesario convertir la rela relaci ción ón gas de prod produc ucci ción ón de unid unidad ades es volum olumét étri riccas a unid unidad ades es mási másiccas. as.
Ejemplo:
Un pozo produce produce gas húmedo y se mide en superficie a 30º psia y 73°F, 73°F, el líquido se almacena a condiciones atmosféricas atmosféricas a 76°C. 76 °C. Si la producción en el separador es de 69551 ft 3/BBL y en el tanque se ventean 366 ft 3/BBL, obtener la composición del gas del yacimiento. La gravedad gravedad API del fluido residual es de 55.9.
Datos:
Solución. 1. 2. 3.
Calcular el peso molecular aparente y la densidad del líquido residual en el tanque de almacenamiento. Convertir la producción R sp y Rst a unidades molares. Obtener la cantidad de moles de cada componente en la corriente de gas del separador, en el tanque de almacenamiento y en el líquido residual.
Caso 2. Separación en una etapa.
Para realizar este análisis se requiere conocer además de la composición del gas y del líquido del separador, la relación de producción gas-aceite.
Ejemplo 2. Utilizar las mismas condiciones del separador del problema anterior,
300 y 73° , con una 69551 . Se conoce también el factor de encogimiento a condiciones del separador es: _ 1.16 _/
Ejemplo 2 Solución.
1. Calcular la relación de producción gas-aceite a condiciones del separador, utilizar el factor de encogimiento. 2. Calcular el peso molecular aparente y la densidad del líquido a las condiciones del separador. 3. Calcular la densidad del líquido a condiciones del separador. 4. Convertir la relación de producción gas-aceite en relación molar. 5. Calcular la composición del gas del yacimiento.
1.
Cálculo de la densidad del líquido a condiciones estándar (Método de Standing-Katz).
∆ 10− ∆
ρLSC + ∆ + ∆ 0.167 + 16.18110 10− 0.299 + 26310
0.0133 + 152.4 + ∆ ∗ 10−. + ∆ 60
−.
60 (8.110− 0.0622
Densidad del líquido a p y T
0.0425
0.0603
1 0.012 0.000158 + 0.0133 + 0.00058
1 0.01386 0.00082 + 0.0379 + 0.0042
Recombinación de fluidos en superficie, composición desconocida
Se requiere conocer la gravedad específica del gas.
Existen dos métodos para calcular la densidad relativa del gas a partir de datos de producción.
1.
Las propiedades y cantidades de todas las corrientes de gas en superficie se conocen.
2.
Solo se conocen las propiedades del gas del separador principal.
Recombinación de fluidos en superficie, composición desconocida Caso 1.
La relación gas aceite de producción esta dado por:
+
La densidad relativa del gas, es un promedio ponderado de la gravedad específica del gas del separador y del tanque de almacenamiento.
+ +
Base: 1 BBL @ ST Un barril a condiciones del tanque de almacenamiento (Stock Tank).
Propiedades de los fluidos Propiedades del aceite negro
Propiedades de los fluidos Propiedades del agua de formación
Propiedades de los fluidos Correlaciones numéricas PVT
Propiedades de los fluidos
Correlaciones para aceite negro
Pruebas PVT
El análisis PVT composicional (presión, volumen, temperatura y composición), permite obtener información del comportamiento volumétrico y de los cambios composicionales de una muestra representativa de los fluidos hidrocarburos.
Estos fluidos se ven alterados por cambios de presión y temperatura dentro del yacimiento y en su traslado a la superficie. Para conocer las condiciones que estos fluidos mantienen en el yacimiento y su comportamiento durante la explotación, se requiere de un análisis volumétrico y composicional. En el laboratorio, a través de un análisis PVT composicional, es posible simular experimentalmente los cambios en las condiciones de explotación del yacimiento y la forma en que afectan a los fluidos.
Los estudios PVT se clasifican de la siguiente forma:
Análisis PVT Composicional de Aceite Negro Análisis PVT Composicional de Aceite Volátil Análisis PVT Composicional de Gas y Condensado Análisis PVT Composicional de Gas Húmedo Análisis PVT Composicional de Gas Seco Análisis PVT Composicional de Aceite Negro Pesado (Crudo extrapesado)
Pruebas PVT Análisis PVT Composicional de Aceite Negro.
Los aceites negros también son llamados aceites de bajo encogimiento, debido a que su comportamiento volumétrico no sufre cambios significativos al efectuar variaciones en las condiciones de presión y temperatura. Esto se debe a la poca concentración de componentes intermedios en la mezcla. A través del Análisis PVT Composicional de Aceite Negro se pueden conocer con precisión los volúmenes de las fases y su composición a diferentes condiciones de presión y temperatura. El objetivo del análisis es el de simular, en el laboratorio, el comportamiento termodinámico de los hidrocarburos de bajo encogimiento.
El Análisis PVT Composicional de Aceite Negro está integrado por las siguientes pruebas:
Composición del Fluido Original. Determinación de la Envolvente de Fases. Separación a Masa Constante. Separación Diferencial. Separación en Etapas. Determinación de la viscosidad del aceite residual a diferentes temperaturas.
Análisis PVT Composicional de Aceite Negro. Composición del Fluido Original.
La composición del fluido original del yacimiento se realiza con la finalidad de conocer los componentes hidrocarburos y no hidrocarburos (N2, H2S y CO2) que integran la mezcla. Por lo que generalmente, la composición de la muestra se divide en una fracción ligera y una pesada. La fracción pesada está integrada por todos aquellos componentes a los cuales no se les puede determinar, experimentalmente, su peso molecular y su densidad. La fracción ligera se compone de los gases no hidrocarburos y los componentes hidrocarburos previos a la fracción pesada.
El resultado de la prueba se encuentra integrado por lo siguiente:
La composición del fluido en %mol y %peso. El número de componentes que se reporta depende de los requerimientos del cliente.
La densidad experimental de la fracción pesada.
El peso molecular experimental de la fracción pesada.
Análisis PVT Composicional de Aceite Negro. Determinación de la Envolvente de Fases.
El diagrama de comportamiento de fases se representa en una gráfica de temperatura contra presión y se encuentra integrado por: la curva de puntos de burbuja y la curva de puntos de rocío, unidas en el punto crítico. Para el caso de los aceites negros siempre se determinan puntos de burbuja. En esta prueba la muestra es llevada desde la temperatura ambiente hasta la temperatura de prueba, normalmente, la temperatura a la que se encuentra el fluido en el yacimiento (Ty). El rango de temperaturas se divide al menos en 4 intervalos, en cada uno de los cuales se determina la presión de saturación de la muestra.
Información proporcionada por la prueba:
Puntos de burbuja a diferentes temperaturas.
Análisis PVT Composicional de Aceite Negro. Separación a Masa Constante
Se le llama separación a masa constante, porque en ningún momento de la prueba existe intercambio de materia con el exterior, es decir, no se inyecta ni se extrae ningún fluido. En esta prueba se determina el comportamiento volumétrico del fluido al efectuar cambios de presión, siempre manteniendo constante la temperatura (Ty) en el equipo PVT.
Los cambios de presión en la prueba se realizan desde la presión de traspaso hasta la presión de saturación a la temperatura Ty, para la evaluación de la región bajo-saturada. En la zona de dos fases se efectúan decrementos pequeños de presión hasta donde las condiciones del equipo permitan identificar y cuantificar el volumen del líquido y del gas.
Los parámetros volumétricos que se determinan en la prueba son:
Volumen relativo. Factor de volumen del aceite en la región de bajo-saturación. Densidad del aceite en la región de bajo-saturación. Compresibilidad del aceite en la región de bajo-saturación. Coeficiente de expansión térmica del fluido original.
Análisis PVT Composicional de Aceite Negro. Separación Diferencial
En la separación diferencial se realiza la disociación del fluido, en dos fases, a través de pequeños cambios en la presión del sistema. Durante la prueba, la temperatura del sistema se mantiene constante (Ty), mientras no se alcancen las condiciones de presión y temperatura que pudieran generar un proceso de destilación de los componentes de la mezcla de hidrocarburos. En ese punto se debe reducir la temperatura de la celda y continuar la prueba hasta la presión atmosférica. Existen dos versiones de la separación diferencial, cuya diferencia radica en la cantidad de gas extraído en cada etapa de la separación.
Separación diferencial Separación diferencial convencional
La Separación Diferencial Convencional (SDC) se caracteriza por la extracción total de la fase gaseosa, generada al reducir la presión del sistema. En esta prueba, al disminuir la presión se forma una fase gaseosa y su extracción debe realizarse hasta que se alcance el equilibrio con la fase líquida que lo complementa. El gas extraído es cuantificado y caracterizado, y se mide el volumen del líquido remanente en el equipo, en cada etapa de la separación. Al finalizar la prueba, se determina la densidad y la viscosidad del líquido residual.
Los resultados de la prueba, en cada etapa de la separación, a condiciones de yacimiento son:
Relación gas disuelto aceite. Factor de volumen del aceite. Factor de volumen del gas. Factor de volumen de la fase mixta. Densidad del aceite saturado. Producción acumulada de gas. Densidad relativa del gas producido.
Análisis PVT Composicional de Aceite Negro.
Factor de desviación “Z” del gas producido. Densidad del gas producido. Viscosidad del aceite. Composición de gas extraído. Caracterización del gas.
Además de las determinaciones puntuales de:
Densidad del aceite residual. Viscosidad del aceite residual. Coeficiente de expansión térmica del aceite residual.
Separación diferencial Separación Diferencial a Volumen Constante
En la Separación Diferencial a Volumen Constante (SDVC) se extrae solamente una porción del gas generado por el decremento de presión. El volumen del fluido dentro de la celda siempre se mantiene constante, y corresponde al volumen del fluido original en el punto de burbuja. Como resultado del cambio de presión se generan dos fases, y sólo se extrae el exceso de gas producido, una vez que se ha alcanzado el equilibrio. El gas extraído es cuantificado y caracterizado, y se miden los volúmenes de líquido y gas remanentes en el equipo, en cada etapa de la separación. Al finalizar la prueba, se determina la densidad y la viscosidad del líquido residual.
Los resultados de la prueba, en cada etapa de la separación, a condiciones de yacimiento son :
Relación gas disuelto aceite.
Factor de volumen del aceite.
Factor de volumen del gas.
Factor de volumen de la fase mixta.
Volumen de líquido relativo.
Densidad del aceite saturado.
Análisis PVT Composicional de Aceite Negro.
Producción acumulada de gas.
Densidad relativa del gas producido.
Factor de desviación “Z” del gas producido.
Densidad del gas producido.
Viscosidad del aceite.
Composición de gas extraído.
Caracterización del gas extraído. (Anexo D)
Además de las determinaciones puntuales de:
Densidad del aceite residual.
Viscosidad del aceite residual.
Coeficiente de expansión térmica del aceite residual.
Análisis PVT Composicional de Aceite Negro. Separación en Etapas.
La Separación en Etapas (SE), también llamada Tren de Separación, se realiza para conocer el comportamiento que exhibirán los fluidos del yacimiento en las instalaciones superficiales de producción. En cada etapa, de la simulación experimental, se modifican las condiciones de presión y temperatura, de acuerdo a los requerimientos del cliente. Las condiciones en la última etapa de la separación, corresponden a las condiciones que prevalecen en el tanque de almacenamiento, presión atmosférica y temperatura ambiente. En esta prueba, una vez alcanzado el equilibrio a las condiciones establecidas en cada etapa de la separación, se extrae todo el gas producido. Este gas es cuantificado y caracterizado, y se mide el volumen de líquido en el equipo. Al finalizar la prueba, se determina la densidad del líquido residual. La información experimental obtenida puntualmente, en cada etapa de la separación, es la siguiente:
Relación gas aceite. Factor de encogimiento del líquido. Densidad relativa del gas separado. Gas producido en cada etapa, en porcentaje del total. Densidad del líquido saturado. Composición del gas extraído. Caracterización del gas extraído.
Además de:
Densidad del aceite residual. Coeficiente de expansión térmica del aceite residual.
Análisis PVT Composicional de Aceite Negro. Determinación de la viscosidad del aceite residual a diferentes temperaturas.
Esta prueba se realiza con la finalidad de conocer el comportamiento que exhibe el aceite residual con respecto al cambio de temperatura. Se utiliza, por lo general, un viscosímetro del tipo “Saybolt”, cuya máxima temperatura de trabajo es de 50°C. Como resultados del análisis se presentan los registros de viscosidades a sus respectivas temperaturas.
Pruebas PVT Análisis PVT Composicional de Aceite Volátil
Los aceites volátiles también son llamados aceites de alto encogimiento, debido a que su comportamiento volumétrico sufre cambios significativos al efectuarse variaciones en las condiciones de presión y temperatura. Esto se debe a la gran concentración de componentes ligeros e intermedios en la mezcla. A través del Análisis PVT Composicional de Aceite Ligero se pueden conocer con precisión los volúmenes de las fases y su composición, a diferentes condiciones de presión y temperatura. El objetivo del análisis es el de simular, en el laboratorio, el comportamiento termodinámico de los hidrocarburos de alto encogimiento.
El Análisis PVT Composicional de Aceite Volátil está integrado por las siguientes pruebas:
Composición del Fluido Original. Determinación de la Envolvente de Fases. Separación a Masa Constante. Separación Diferencial a volumen constante. Separación en Etapas. Determinación de la viscosidad del aceite residual a diferentes temperaturas.
Como puede observarse, estas etapas del análisis son similares a las realizadas en el caso de los aceites negros. La diferencia radica en que para los aceites volátiles sólo es recomendable efectuar, como prueba de separación, la Separación Diferencial a Volumen Constante y nunca la Separación Diferencial Convencional.
Pruebas PVT Análisis PVT Composicional de Gas y Condensado.
El Análisis PVT Composicional de Gas y Condensado se efectúa sobre una muestra reconstituida en el laboratorio. Las muestras de gas y líquido son recolectadas en el separador del campo, y recombinadas tomando como base la relación gas-aceite medida durante el muestreo. A través de esta prueba se pueden conocer, con precisión, los volúmenes de las fases y su composición, a diferentes condiciones de presión y temperatura. El objetivo del análisis es el de simular, en el laboratorio, el comportamiento termodinámico de los fluidos hidrocarburos de Gas y Condensado.
El Análisis PVT Composicional de Gas y Condensado está integrado por las siguientes pruebas:
Análisis Composicional de la Muestra de Gas. Análisis Composicional de la Muestra de Líquido. Recombinado de Fluidos. Determinación de la Envolvente de Fases. Separación a Masa Constante. Separación Diferencial a Volumen Constante.
Análisis PVT Composicional de Gas y Condensado Análisis Composicional de la Muestra de Gas.
La composición de la muestra de gas se determina con la finalidad de conocer los componentes hidrocarburos y no hidrocarburos (N2, H2S y CO2) que integran la mezcla. Cuando se observe una alta concentración de componentes licuables, es recomendable determinar la composición del gas por el método de destilación, y no sólo por el método de cromatografía de gases, con la finalidad de evitar errores en la cuantificación de los componentes.
Los resultados de la prueba son los siguientes:
La composición del gas en %mol y %peso.
La densidad experimental de la fracción C7’s +.
Caracterización del gas.
Análisis PVT Composicional de Gas y Condensado Análisis Composicional de la Muestra de Líquido.
La composición de la muestra de líquido se determina con la finalidad de conocer los componentes hidrocarburos y no hidrocarburos (N2, H2S y CO2) que integran la mezcla.
Los resultados de la prueba son los siguientes:
La composición del líquido en %mol y %peso.
La densidad experimental de la fracción C7’s+.
El peso molecular experimental de la fracción C7’s +.
En el caso de presentarse interés por el contenido de asfaltenos en la muestra, se recomienda que al análisis composicional del líquido se continúe hasta una definición del componente C50’s+
Análisis PVT Composicional de Gas y Condensado Recombinado de Fluidos.
La muestra de gas y la de aceite son mezcladas de acuerdo a la proporción que se registró en el campo. Cuando se recombinan los fluidos, deben de reproducirse en el laboratorio las condiciones de presión y temperatura del separador y la relación gas-aceite correspondiente a esas condiciones.
El resultado de la prueba es la composición integral de los fluidos recombinados.
La composición del fluido original en %mol y %peso.
La densidad de la fracción C7’s+.
El peso molecular de la fracción C7’s +.
Análisis PVT Composicional de Gas y Condensado Determinación de la Envolvente de Fases.
El diagrama de comportamiento de fases se representa en una gráfica de temperatura contra presión y se encuentra integrado por: la curva de puntos de rocío y la curva de puntos de burbuja, unidas en el punto crítico. Para el caso de gas y condensados siempre se determinan puntos de rocío a la temperatura del yacimiento. En esta prueba, la muestra es llevada desde la temperatura ambiente hasta la temperatura de prueba, normalmente, la temperatura a la que se encuentra el fluido en el yacimiento (Ty). El rango de temperaturas se divide al menos en 4 intervalos, en cada uno de los cuales se determina la presión de saturación de la muestra.
Información proporcionada por la prueba:
o Presiones de saturación a diferentes temperaturas.
Análisis PVT Composicional de Gas y Condensado Separación a Masa Constante.
Se le llama separación a masa constante, porque en ningún momento de la prueba existe intercambio de materia con el exterior, es decir, no se inyecta ni se extrae ningún fluido. En esta prueba se determina el comportamiento volumétrico del fluido al efectuar cambios de presión, siempre manteniendo constante la temperatura (Ty) en el equipo PVT.
Los cambios de presión en la prueba se realizan desde la presión de traspaso hasta la presión de saturación a la temperatura (Ty), para la evaluación de la región bajo-saturada. En la zona de dos fases se efectúan decrementos pequeños de presión hasta donde las condiciones del equipo permitan identificar y cuantificar el volumen del gas y del condensado.
Los parámetros volumétricos que se determinan en la prueba son:
Volumen relativo. Factor de desviación “Z”. Factor de volumen del gas. Densidad del gas. Compresibilidad del gas bajosaturado Coeficiente de expansión térmica de la muestra original.
Análisis PVT Composicional de Gas y Condensado Separación Diferencial a Volumen Constante
En la Separación Diferencial a Volumen Constante (SDVC) se extrae solamente una porción del gas. El volumen del fluido dentro de la celda siempre se mantiene constante, y corresponde al volumen del fluido original en el punto de rocío. Como resultado del cambio de presión se generan dos fases, y se extrae el gas hasta el volumen de referencia, una vez que se ha alcanzado el equilibrio. El gas extraído es cuantificado y caracterizado, y se miden los volúmenes de condensado y de gas remanentes en el equipo, en cada etapa de la separación. Al finalizar la prueba, de ser posible, se determina la densidad y la viscosidad del condensado residual.
Los resultados de la prueba, en cada etapa de la separación, a condiciones de yacimiento son:
Volumen de condensado retrógrado. Producción acumulada de gas. Factor de desviación “Z”. Factor de volumen del gas. Densidad del gas producido. Densidad relativa del gas producido. Viscosidad del gas producido. Composición del gas extraído. Caracterización del gas extraído.
Además de:
Densidad del condensado residual. Coeficiente de expansión térmica del condensado residual.
Pruebas PVT Análisis PVT Composicional de Gas Húmedo.
El Análisis PVT Composicional de Gas Húmedo es muy similar al realizado para el fluido de Gas y Condensado. La diferencia entre ellos, es la ausencia de condensado al finalizar la prueba. Las muestras de gas son recolectadas en el separador del campo. A través de esta prueba se pueden conocer, con precisión, los volúmenes de las fases y su composición, a diferentes condiciones de presión y temperatura. El objetivo del análisis es el de simular, en el laboratorio, el comportamiento termodinámico de los fluidos hidrocarburos de Gas Húmedo.
El Análisis PVT Composicional de Gas Húmedo está integrado por las siguientes pruebas:
Análisis Composicional de la Muestra de Gas.
Determinación de la Envolvente de Fases.
Separación a Masa Constante.
Separación Diferencial a Volumen Constante.
Análisis PVT Composicional de Gas Húmedo. Análisis Composicional de la Muestra de Gas.
La composición de la muestra de gas se determina con la finalidad de conocer los componentes hidrocarburos y no hidrocarburos (N2, H2S y CO2) que integran la mezcla. Los resultados de la prueba son los siguientes:
La composición del gas en %mol y %peso. Caracterización del gas.
Determinación de la Envolvente de Fases. El diagrama de comportamiento de fases se representa en una gráfica de temperatura contra presión y se encuentra integrado por: la curva de puntos de rocío y la curva de puntos de burbuja, unidas en el punto crítico. Para el caso de gas húmedo siempre se determinan puntos de rocío a la temperatura del yacimiento. En esta prueba la muestra es llevada desde la temperatura ambiente hasta la temperatura de prueba, normalmente, la temperatura a la que se encuentra el fluido en el yacimiento (Ty). El rango de temperaturas se divide al menos en 4 intervalos, en cada uno de los cuales se determina la presión de saturación de la muestra.
Información proporcionada por la prueba:
Presiones de saturación a diferentes temperaturas.
Separación a Masa Constante.
Se le llama separación a masa constante, porque en ningún momento de la prueba existe intercambio de materia con el exterior, es decir, no se inyecta ni se extrae ningún fluido. En esta prueba se determina el comportamiento volumétrico del fluido al efectuar cambios de presión, siempre manteniendo constante la temperatura (Ty) en el equipo PVT.
Los cambios de presión en la prueba se realizan desde la presión de traspaso hasta la presión de saturación a la temperatura (Ty), para la evaluación de la región bajo-saturada. En la zona de dos fases se efectúan decrementos pequeños de presión hasta donde las condiciones del equipo permitan identificar y cuantificar el volumen del gas y del condensado.
Los parámetros volumétricos que se determinan en la prueba son:
Volumen relativo. Factor de desviación “Z”. Factor de volumen del gas. Densidad del gas. Compresibilidad del gas bajosaturado Coeficiente de expansión térmica de la muestra original.
Separación Diferencial a Volumen Constante
En la Separación Diferencial a Volumen Constante (SDVC) se extrae solamente una porción del gas. El volumen del fluido dentro de la celda siempre se mantiene constante, y corresponde al volumen del fluido original en el punto de rocío. Como resultado del cambio de presión se generan dos fases, y se extrae el gas hasta el volumen de referencia, una vez que se ha alcanzado el equilibrio. El gas extraído es cuantificado y caracterizado, y se miden los volúmenes de condensado y de gas remanentes en el equipo, en cada etapa de la separación.
Los resultados de la prueba, en cada etapa de la separación, a condiciones de yacimiento son:
Volumen de condensado retrógrado. Producción acumulada de gas. Factor de desviación “Z”. Factor de volumen del gas. Densidad del gas producido. Densidad relativa del gas producido. Viscosidad del gas producido. Composición del gas extraído. Caracterización del gas extraído.
Pruebas PVT Análisis PVT Composicional de Gas Seco
El Análisis PVT Composicional de Gas Seco es muy similar al realizado para el fluido de Gas Húmedo. La diferencia entre ellos, es la ausencia de condensado en toda la prueba. Las muestras de gas son recolectadas en el separador del campo. A través de esta prueba se pueden conocer, con precisión, los volúmenes de gas y su composición, a diferentes condiciones de presión y temperatura. El objetivo del análisis es el de simular, en el laboratorio, el comportamiento termodinámico de los fluidos hidrocarburos de Gas Seco.
El Análisis PVT Composicional de Gas Seco está integrado por las siguientes pruebas:
Análisis Composicional de la Muestra de Gas.
Separación a Masa Constante.
Análisis PVT Composicional de Gas Seco Análisis Composicional de la Muestra de Gas
La composición de la muestra de gas se determina con la finalidad de conocer los componentes hidrocarburos y no hidrocarburos (N2, H2S y CO2) que integran la mezcla.
Los resultados de la prueba son los siguientes:
La composición del gas en %mol y %peso.
Caracterización del gas.
Análisis PVT Composicional de Gas Seco Separación a Masa Constante.
Se le llama separación a masa constante, porque en ningún momento de la prueba existe intercambio de materia con el exterior, es decir, no se inyecta ni se extrae ningún fluido. En esta prueba se determina el comportamiento volumétrico del fluido al efectuar cambios de presión, siempre manteniendo constante la temperatura (Ty) en el equipo PVT.
Los cambios de presión en la prueba se realizan desde la presión de traspaso hasta la presión atmosférica a la temperatura (Ty). Los parámetros volumétricos que se determinan en la prueba son:
Volumen relativo.
Factor de desviación “Z”.
Factor de volumen del gas.
Densidad del gas.
Compresibilidad del gas.
Coeficiente de expansión térmica de la muestra original.
Pruebas PVT Análisis PVT Composicional de Aceite Negro Pesado (Crudo Extrapesado).
Los aceites negros pesados o crudos extrapesados, también son llamados aceites de muy bajo encogimiento. La característica de este tipo de crudos es que su comportamiento volumétrico no sufre cambios significativos al efectuarse variaciones en sus condiciones de presión y temperatura. Esto se debe a la poca concentración de componentes intermedios en la mezcla.
Se propone que el Análisis PVT Composicional del Aceite Negro Pesado se realice como lo descrito en el numeral 1 de este apartado. Sin embargo, debido a la falta de investigación en este tipo de crudos, se desconoce si las técnicas y los equipos especializados con los que se cuentan en la actualidad son los adecuados para su análisis.
Las pruebas que integran el análisis PVT Composicional de Aceite Negro Pesado tienen ciertas características especiales como son:
Prolongado tiempo de estabilización de las fases. Bajas presiones de saturación. Poco contenido de gas en solución. Viscosidades muy elevadas. Densidades cercanas a 1.0 g/cm3. Mayor tiempo requerido para el análisis composicional.