3Compartir Análisis PVT: Pruebas de Laboratorio Durante la producción de gas condensado desde el yacimiento hasta los separadores ocurre separación gas – líquido que es simulada en el laboratorio para determinar el comportamiento PVT del yacimiento. Los tipos de separación simulados en laboratorio son dos: Diferencial e Instantánea o Flash. Tipos de Pruebas: Liberación Diferencial: básicamente la composición total del sistema varía durante el proceso, el gas liberado se separa total o parcialmente del contacto con el condensado retrogrado. En la siguiente figura se ilustra este tipo de liberación:
P1 > P2 > P3 Este proceso se puede resumir en tres pasos:
La presión inicial del petróleo es mayor o igual a la presión de burbujeo (presión en la cual la mezcla de hidrocarburos en fase líquida está en equilibrio con una cantidad infinitesimal de gas, burbuja), para que se pueda liberar gas.
Se disminuye la presión causando la liberación de gas, luego éste gas es removido de la celda manteniendo la presión constante.
Se repite el procedimiento hasta alcanzar la presión atmosférica.
De este tipo de liberación se obtienen los siguientes datos: factor de compresibilidad del gas (Z), relación gas petróleo en solución (Rs), factor volumétrico del petróleo (Bo), factor volumétrico del gas (Bg), factor volumétrico total (Bt), densidad del petróleo, gravedad específica del gas y la gravedad API de crudo residual.
Liberación Instantánea: significa que el gas liberado permanece en contacto con el líquido, es decir, la composición total del sistema permanece constante durante el agotamiento de presión. En la siguiente figura se ilustra este tipo de liberación:
P1 > P2 > P3 > P4 > P5 La liberación de gas instantánea se puede simplificar de los siguientes pasos: - La presión inicial del petróleo es mayor que la presión de burbujeo y la temperatura inicial es igual a la temperatura del yacimiento. - El petróleo se expande en varias etapas hasta alcanzar la presión de burbujeo a temperatura constante. - Luego se repite el paso anterior, pero la presión es menor a la de burbujeo, sin retirar de la celda el gas liberado, permaneciendo así en contacto con el líquido. De este tipo de liberación se obtienen los siguientes resultados: presión de burbujeo, volumen relativo en función de la presión (V/Vb), la compresibilidad del petróleo y una función ‘y’: Y= Pb – P_ P(V/Vb - 1) Pb: presión de burbujeo, lpca. P: presión inferior a Pb, lpca. V: volumen bifásico a P, cc. Vb: volumen a Pb, cc. Al graficar la función Y vs. P el comportamiento es lineal cuando los sistemas se encuentran básicamente compuestos por hidrocarburos, por otro lado, la presencia de componentes no hidrocarburos o cuando se está cerca del punto de burbujeo aleja el comportamiento lineal de la función. En la liberación instantánea se condensa más líquido que en la diferencial porque en la separación instantánea permanece mayor cantidad de gas en el sistema del cual más y
más componentes pesados se pueden condensar al disminuir la presión. Los equipos de laboratorio usados para el análisis PVT de condensado son diferentes a los usados para el petróleo negro porque en casi todos los yacimientos de gas condensado la presión de rocío no se determina por un cambio violento en la relación presión - volumen del sistema y además la fase líquida representa un pequeña parte del volumen total de la celda donde se realiza el estudio. Por esta razón es preciso tener métodos más exactos para medir pequeñas cantidades de líquido, como por ejemplo las pruebas CCE, CVD y la de separador. Prueba de Separadores: en pocas palabras son pruebas de liberación instantánea realizadas en un separador para cuantificar efecto de las condiciones de separación (presión y temperatura) en superficie sobre las propiedades del crudo. El proceso de esta prueba consiste en pasar a través de un separador para luego expandir a presión atmosférica la muestra de crudo saturado a la temperatura del yacimiento y presión deburbujeo. Cuando cambia la presión en el separador es posible obtenerse una presión tal que se produzca mayor cantidad de líquido, mayor gravedad API del crudo y menor factor volumétrico de formación del petróleo; esta presión es denominada presión óptima de separación. Al finalizar esta prueba se tienen los siguientes resultados: factor volumétrico de formación del petróleo, relación gas – petróleo en solución, gravedad API del petróleo de tanque, composición del gas que se separa y la gravedad específica del gas separado y del tanque. Prueba CCE (Constant Composition Expansion): esta prueba consiste primero en cargar la celda con una muestra representativa combinada de los fluidos de yacimiento, luego se aumenta la temperatura hastaalcanzar la del yacimiento y se comprime desplazando al pistón en la celda hasta alcanzar 500 a 1000 lpc.[1]. Después se expande a composición constante hasta que la presión sea de 500 a 200 lpc por debajo de la presión inicial y por último se espera un tiempo suficiente hasta alcanzar el equilibrio. Prueba CVD (Constant Volumen Depletion): básicamente se trata de un conjunto de expansiones y desplazamientos manteniendo la presión constante de la mezcla de forma que el volumen de gas y el del líquido en la celda sea constate al terminar cada desplazamiento. Al gas que es removido isobáricamente se le determina la el volumen y la composición en un laboratorio, además para cada presión se calcula el volumen de líquido depositado en el fondo de la celda, el factor de compresibilidad del gas retirado y el de la mezcla bifásica que va quedando.
Al realizar un análisis PVT es necesario comprobar la consistencia de los datos debido a que es posible la existencia de errores de medición en el laboratorio. Esta revisión consiste en la elaboración de pruebas, entre ellas están el chequeo de la temperatura de la prueba (comprobar que las condiciones de P y T del separador al momento de la toma de la muestra de gas sean iguales a las del momento de la toma de la muestra de líquido), prueba de densidad ( la densidad del petróleo saturado con gas a la presión deburbujeo en la liberación diferencial debe ser igual a la calculada a partir de los datos de las pruebas de separadores), prueba de la linealidad de la función Y antes mencionada (esta función debe ser una línea recta si el crudo tiene pocacantidad de
componentes no hidrocarburos y las mediciones de laboratorios son precisas) y la de balance de materiales (consiste en verificar si el Rs experimental de la liberacióndiferencial es el mismo al calculado por balance de materiales) El análisis PVT de una muestra es una herramienta muy importante ya que proporciona información como el comportamiento p-v de un yacimiento a temperatura constante, determinación del punto de rocío, factores de compresibilidad del gas condensado producido y la mezcla remanente en la celda, el análisis de la composición de los fluidos separados y del yacimiento, optimización de presiones de separación instantánea gaslíquido de prueba de separadores, entre otras. No obstante, se debe tomar en cuenta que existen ciertas limitaciones de las pruebas de laboratorio como tomar una muestra representativa del fluido original del yacimiento o calcular experimentalmente el efecto de la presión y temperatura sobre las propiedades de las fases a bajas presiones a las cuales trabajan los separadores. Pero a pesar de esto el estudio PVT es primordial a la hora de realizar diversos cálculos, entre ellos se puede mencionar: estudios de balance de materiales composicional, cálculo de las constantes de equilibrio siempre y cuando se conozcan las composiciones de las fases gas y líquida, simulación composicional de yacimientos y diseño óptimo de sistemas de separación superficial para obtener el máximo rendimiento de crudo.
Análisis PVT La producción de petróleo y gas natural constituye sin duda el motor de la economía mundial. La creciente actividad de la industria petrolera nos obliga a contar con datos de fluidos representativos para evitar criterios erróneos en la caracterización de los fluidos que pudieran afectar el desarrollo de los campos e incluso la creación de plantas. Los estudios PVT se llevan a cabo con el propósito de analizar los yacimientos, y partiendo de los resultados de estos estudios, determinar los diversos parámetros y metodologías que se desarrollarán para poner a producir el yacimiento. El muestreo de fluidos se realiza al principio de la vida productiva del yacimiento. Existen dos formas de recolectar las muestras de fluidos: - Muestreo de fondo. - Muestreo por recombinación superficial.
Los análisis PVT son absolutamente necesarios para llevar a cabo el diseño de instalaciones de producción, análisis nodales, diversas actividades de la ingeniería de yacimientos; permiten obtener cálculos como el POES del yacimiento, predecir su vida productiva; definir los esquemas óptimos de producción, evaluar métodos de recuperación mejorada y demás propiedades que predicen el comportamiento de los pozos a medida que son explotados. La nuevas herramientas y equipos disponibles de manejo automatizado y computarizado, hacen más factibles la realización de los estudios.
Una vez que se determina el estado del fluido presente en el yacimiento a través de los estudios experimentales para fluidos de yacimiento(PVT), se procede a recopilar y estudiar toda la información acerca del comportamiento de los mismos en función de las variaciones de la presión, temperatura y volumen. Esto pasa a ser de vital importancia para la vida productiva del yacimiento ya que si podemos predecir cómo será el comportamiento del fluido se busca la manera de mantener la energía del pozo obteniendo así una mayor producción. Se puede evitar producir de una manera ineficiente, alargando la vida del yacimiento manteniendo las presiones. ERRORES EN PRUEBAS PVT Cuando se analizan pruebas PVT existe un porcentaje de esas pruebas que resultan no ser útiles debido a que pudiera haber contaminación de los recipientes donde se toman lasmuestras , mala toma de la muestra o inestabilidad de la producción a nivel de toma
de muestreo, entre otros problemas. Es por ello que en el análisis PVT debemos considerar sumamente importante los datos que se están registrando de modo que éstos sean bastante representativos y de esta manera nos den la seguridad de un desarrollo óptimo del campo petrolífero o gasífero. Para tener la certeza de que el muestreo es representativo, se hace una validación exhaustiva tomando en cuenta todos los parámetros del yacimiento medidos durante la toma demuestras como son: - Presión estática del yacimiento - Presión fluyendo - Presión y temperatura a la cabeza del pozo - Presión y temperatura del separador - Gastos de líquido y gas en el separador , así como el líquido en el tanque - Factor de encogimiento del aceite En el laboratorio: Para realizar los estudios PVT en el laboratorio como ya mencionamos antes es necesario tener una muestra representativa del fluido que se encuentra en el yacimiento, por lo tanto se tiene que obtener la muestra al inicio de la producción de manera que esté a condiciones de temperatura y presión inicial del yacimiento. De no ser así, la muestra dejaría de ser una porción representativa del mismo, por lo que se alterarían las propiedades del fluido y por consiguiente no se obtendrían resultados valederos del comportamiento de fases del fluido en el yacimiento. El análisis de laboratorio consiste de: - Expansión instantánea de la muestra de fluido para determinar la presión de burbujeo. - Expansión diferencial de la muestra de fluido para determinar Bo y Rs. Expansión instantánea de la muestra de fluido a través de varios separadores para obtener los parámetros que permiten ajustar los datos PVT de laboratorio para cotejar las condiciones del separador de campo. Por consiguiente se debe: - Verificar la validez de las muestras - Hacer una comparación de los datos de campo con los datos de laboratorio - Comparar las muestras tomadas en superficie mediante recombinado de las muestras de fondo
- Realizar estudios pertinentes al fluido mediante los siguientes experimentos: a) Agotamiento a volumen constante b) Agotamiento diferencial (sólo realizado en aceites) c) Agotamiento a composición constante d) Estudio de separadores en etapas e) Determinación de propiedades físicas como viscosidad, densidad, entre otras.
Análisis experimental
La técnica de separación de agotamiento a volumen constante se realiza para la caracterización de los fluidos que muestran intercambio másico entre los diferentes componentes. Esta técnica es de gran utilidad para estudiar los yacimientos de aceite volátil, de gas y condensados. El ingeniero petrolero a partir de la toma de data PVT, enfatizando por supuesto la validez de las técnicas de muestreo ya sea proveniente del análisis composicional detallado en el laboratorio o data limitada de producción, evalúa su calidad y procesa esta dato para que pueda ser usada en alguna de las muchas herramientas de simulación actualmente en uso en la industria. Una comprensión experta de las propiedades de presión-volumen-temperatura (PVT) es esencial para una correcta ingeniería de los análisis de prueba de pozo, diseño de levantamiento artificial, volumetría de reservorio, movimiento de fluidos en reservorio, análisis de registro de producción y relaciones de desempeño de influjo. El estudio PVT composicional es de gran importancia en la ingeniería de yacimientos petroleros, ya que coadyuva a determinar el tipo de yacimiento del que provienen los fluidos y las condiciones volumétricas en las que se encuentran, a través del análisis de su comportamiento (volumétrico y composicional), con la finalidad de poder establecer la mejor estrategia de explotación y separación en la superficie. Debemos detenernos en este momento para considerar y aclarar que el análisis PVT es uno de los grandes recursos con los que contamos para entender el comportamiento de los fluidos en el yacimiento y debemos recordar que se nos pueden presentar muchos casos y muchas situaciones complicadas en el yacimiento que pudieran afectar o hacer menos optima nuestro dato de análisis PVT, tal como es el caso cuando al caer la presión en un yacimiento que contiene crudo saturado, el gas de solución es liberado pero en un volumen inferior al pronosticado al análisis PVT, efectuado bajo condiciones de equilibrio, es decir, se encuentra supersaturado con gas. Este efecto causa que la presión del yacimiento sea más baja de lo que sería si el equilibrio se hubiera alcanzado.
Al usar la EBM (Ecuación de Balance de Materiales) es fundamental seleccionar un análisis PVT que a diferentes presiones represente apropiadamente, en su totalidad, la secuencia de fenómenos que actúan en la producción de los fluidos, desde el yacimiento, pasando por el pozo hasta el separador. Diversas investigaciones han mostrado que errores asociados a los datos PVT pueden producir grandes errores en los cálculos de los hidrocarburos en sitio. FABRICANTES DE EQUIPOS PVT Actualmente existen diversos fabricantes que se dedican a la construcción y comercialización de equipos PVT, entre las más importantes podemos destacar a: Chandler Engineering (Ruska), Temco, DB Robinsón y Vinci Technologies; estas empresas poseen en el mercado una gran cantidad de equipos los cuales se encuentran limitados por la presión máxima de trabajo, la cual no sobrepasa los 10000 lpca.
Figura: Parámetros PVT: (a) Encima de la presión de burbujeo (b) Debajo de la presión de burbujeo
Ejemplos de curvas PVT
Esta figura muestra el comportamiento de propiedades PVT (T=190°F, Rsi=725
MSCF/STB, Gravedad Específica=0.7, Gravedad =30° API, pi= 4000 psia)
Analisis y resultado de pruebas PVT en yacimientos de gas condensado parte II Pruebas PVT de laboratorio La celda utilizada en las pruebas PVT posee una ventana de vidrio mediante el cual se puede observar el punto de rocío y la formación de líquido que se forma por la disminución de presión. Para la determinación de las diversas variables de estudio se llevan a cabo algunos procesos, los cuales forman parte fundamental en el análisis PVT de un yacimiento.
Para obtener un fluido representativo del yacimiento es necesario que las muestras de gas y líquido tomadas del separador de alta presión sean recombinadas a las mismas condiciones de presión y temperatura del separador. Si se toman muestras de fluidos a diferentes condiciones deben ser descartadas ya que al recombinarlas no representan el fluido original del yacimiento.
Pruebas CCE (Constant Composition Expansion) El proceso CCE consiste en colocar una muestra recombinada representativa de los fluidos en el yacimiento y calentar la misma a temperatura de yacimiento, la muestra a dichas condiciones se comprime entre 500 y 1000 lpc por encima de la presión de yacimiento. Luego el contenido de la celda es expandido a composición constante hasta una presión de 500 a 200 lpc por debajo de la presión inicial retirando el pistón. La celda es agitada hasta que se da el equilibrio en la muestra. La presión de rocío se determina visualizando el momento en que comienza a formarse en la celda la condensación retrograda. Se observara en este punto el enturbamiento de la fase gaseosa, el cual al transcurrir el tiempo desaparece debido a que las gotas se depositan en la parte inferior de la celda.
Pruebas CVD (Constant Volume Depletion) Este proceso consiste en una serie de expansiones y desplazamientos a presión constante de la mezcla recombinada, donde el volumen gas + liquido permanecerá constante al finalizar cada desplazamiento. El gas que se retira de la celda a presión constante es llevado a un laboratorio donde se mide su volumen y le es determinada la composición. El factor de compresibilidad (z) del gas retirado y de la mezcla bifásica remanentes en la celda así como el volumen depositado en el fondo de la celda se determinan para cada paso de presión. Este proceso se realiza hasta lograr la presión de abandono.
Prueba de separadores Son pruebas de liberación instantánea que se realizan en un separador de laboratorio para cuantificar el efecto de las condiciones de separación en superficie sobre el rendimiento de líquidos y sus propiedades (RGC, API, entre otras). En dicha prueba se puede obtener la presión óptima de separación que no es más que la presión a la cual se produce mayor cantidad de líquido, el menor RGC y la mayor gravedad API del condensado. De las pruebas PVT se obtiene la data más completa sobre el estudio del yacimiento: Permite desarrollar un análisis detallado sobre la composición de los fluidos en el yacimiento y en el separador incluyendo peso molecular y densidad determinada por los componentes más pesados. Se logra el estudio del comportamiento isotérmico presión-volumen a temperatura constante del yacimiento y la determinación del punto de rocío. Permite determinar el agotamiento isovolumetrico e isotérmico de presión del fluido de yacimientos incluyendo el análisis composicional del gas producido a varias presiones de agotamiento. Describe la variación del porcentaje del condensado retrogrado con presión. Permite determinar factores de compresibilidad de gas producido y de las mezclas remanentes en la celda (Z2f). Factores volumétricos del gas condensado. Limitaciones de las pruebas PVT En las pruebas de separación diferencial isovolumetrico no simulan la producción de condensado retrógrado del yacimiento de gas condensado rico (alta condensación retrógrada). Se dificulta la selección de una muestra representativa del fluido original del yacimiento. Llevar la data obtenida en laboratorio al campo debe hacerse con sumo cuidado ya que pequeños errores en las pruebas producen graves errores en la predicción del yacimiento de gas condensado. No es posible con exactitud determinar experimentalmente el efecto de la presión, temperatura a las condiciones operacionales de los separadores, debido al tamaño de la celda de laboratorio. Aplicación de los análisis PVT Se utiliza fundamentalmente en: Estudios de balance de materiales composicional.
Simulación composicional del yacimiento. Diseño de proyectos de reciclaje de gas Presión óptima de mantenimiento para evitar condensación retrograda en el yacimiento. Validación de las pruebas PVT Los análisis PVT requieren de una revisión minuciosa y debe ser ante todo representativo y consistente con la data que predice el comportamiento del yacimiento, para ser utilizado en estudios integrales de yacimientos de gas condensado. Si un análisis es consistente pero no representativo solo podrá ser usado para la elaboración de correlaciones y en ajuste de ecuaciones de estado. Para la validación de la muestra se debe demostrar le representatividad de la muestra de la siguiente forma: Comprobar que la temperatura del yacimiento es igual a la temperatura en el laboratorio. La relación gas condensado de la muestra recombinada (PCN/BN) debe ser similar a la inicial en las primeras pruebas de producción. La prueba CCE debe demostrar punto de rocío característico en yacimientos de gas condensado. El pozo produjo estabilizadamente antes de tomar la muestra. Para demostrar la consistencia de los datos se deben realizar cálculos matemáticos que reafirme la predicción del comportamiento de dicho yacimiento.
Importancia de los análisis PVT En todo estudio de ingeniería de yacimientos es requisito indispensable contar con las propiedades, tanto de los fluidos como de la roca; lo cual implica que la toma de muestras de fluido y núcleos debe realizarse en la etapa inicial del desarrollo de un campo. El principal propósito del muestreo es obtener las características de los fluidos del yacimiento, las cuales se obtienen en el laboratorio por medio de los estudios o análisis PVT. La parte más importante de este muestreo se realiza al principio de la vida productiva del yacimiento. Estos estudios son absolutamente necesarios para llevar a cabo toda la actividad de ingeniería de yacimientos. La consideración principal que debe tenerse en cuenta es el volumen de fluido a tomar para poder realizar los análisis en forma completa. De acuerdo a algunas literaturas disponibles, para el muestreo de fondo se necesita un mínimo de tres muestras representativas de aproximadamente 600cm3, y del separador de gas tres cilindros de 20 litros.
Para tener la certeza de que el muestreo es representativo se hace una validación exhaustiva tomando en cuenta todos los parámetros del yacimiento medidos durante la toma de las muestras como son: 1. 2. 3. 4. 5. 6.
Presión estática del yacimiento. Presión fluyendo. Presión y temperatura en la cabeza del pozo. Presión y temperatura del separador. Caudal de líquido y gas en el separador, así como el líquido en el tanque. Factor de encogimiento del aceite.
En el laboratorio:
1. 2. 3. 4. 5.
Verificar la validez de las muestras Comparar los datos de campo con los datos de laboratorio Comparar las muestras tomadas en superficie mediante recombinado con las muestras tomadas de fondo. Realizar los estudios completos del fluido por medio de los diferentes experimentos como son: Agotamiento a composición constante (ACC). Agotamiento Diferencial (AD) solo se necesita en aceites. Agotamiento a Volumen constante (AVC) Estudio de separadores en etapas (ESE) Determinación de propiedades físicas como viscosidad, densidad , etc..
MUESTREO DE FONDO La finalidad es obtener muestras del fluido original del yacimiento. Pudiendo obtenerse antes de que el yacimiento sea explotado, o cuando ya ha sido puesto en producción, siempre y cuando el fluido contenido en el pozo se encuentre lo más parecido al original, misma composición y características. El muestreo de fondo es importante ya que la información obtenida del análisis PVT de las muestras de fondo, se utiliza para realizar cálculos de mucha trascendencia tanto de tiempo técnico como económico, como son: 1. 2. 3. 4. 5.
El desarrollo del yacimiento. Las condiciones óptimas de separación El comportamiento del yacimiento El cálculo de las reservas de aceite y gas Los métodos para la recuperación secundaria y mejorada
DONDE ES CONVENIENTE EL MUESTREO DE FONDO El muestreo de fondo es recomendable para yacimientos bajosaturados, siendo las condiciones más convenientes para su ejecución cuando la presión del yacimiento esté arriba de la de saturación. En general todos los yacimientos de aceite pueden ser muestreados con este método como son los de aceite negro, aceite ligero y aceite volátil.
Este tipo de muestreo no es recomendable en el caso de yacimientos de gas y condensado, porque la cantidad de muestra obtenida por este método es inadecuada y las relaciones gas-liquido pueden ser no uniformes.
Consideraciones en los análisis PVT Generalmente, cuando se descubre un nuevo reservorio, uno de los primeros análisis es la composición de los fluidos que se encuentran en el mismo, con el objetivo de saber cómo es el comportamiento termodinámico (Presión y Temperatura) a las condiciones de yacimiento, y como este varía en su camino a superficie, hasta llegar al tren de separación. Con este post, hablaré del tema referente a la validación de pruebas PVT tanto petróleo negro, como para gas condensado. Para discretizar de un tipo de fluido del otro, y poder utilizar el criterio de validación adecuado, es importante ver la composición del fluido. Por ejemplo, un fluido con un porcentaje mayor de 75% en metano, y que haya obtenido punto de rocío durante la prueba de expansión a composición constante, se considera como de gas condensado. Por otra parte un fluido con un porcentaje menor a 50% en metano, se puede considerar como de petróleo negro. Mientras que el fluido se encuentre más cercano a las condiciones críticas, es más difícil de caracterizar, tal es el caso de el gas condensado y el petróleo volátil. Validación de pruebas PVT Petróleo Negro Prueba de densidad Esta prueba simple consiste en comparar que la densidad del petróleo saturado con gas a la presión de burbuja durante la prueba de liberación diferencial sea igual a la calculada a partir de los datos obtenidos a las condiciones de separación. Esta prueba se considera consistente cuando la diferencia de ambos valores obtenidos no exceda de un 5%. Prueba de la linealidad de la función "Y" Frecuentemente los datos de volumen relativo obtenidos en las pruebas de laboratorio requiere generalmente una normalización debido a las inexactitud en la medición del volumen total de hidrocarburo cuando este se encuentra por debajo de la presión de saturación y bajas presiones. Una función de compresibilidad adimensional, comunmente llamada Función Y es usada para suavizar los valores de volumen relativo. La forma matemática de esta función se utiliza solamente por debajo de la presión de saturación y viene dada por la siguiente ecuación: Y = (Psat - P)/P(Vrel-1) Donde: Psat = Presión de saturación, lpca P = Presión, lpca
Vrel
=
Volumen
relativo
a
la
presión
P,
adim.
Función Y Generalmente se debe cumplir que al graficar la Función Y vs. Presión, los datos obtenidos deben ajustar en una línea recta. En un posterior artículo explicaré que se hace en caso que no se llegue a obtener la linealidad de los datos calculados. Un PVT de petróleo negro se considera validado cuando haya pasado el criterio de la linealidad de la función Y. Sin embargo existen dos pruebas adicionales más rigurosas que dependen de la consistencia de los datos obtenidos en el laboratorio. Estás pruebas son las siguientes: Prueba de Balance de Materiales Consiste el calcular valores de Rs en cada etapa de agotamiento de presión (haciendo un balance de materiales) y compararlo con la Rs obtenida experimentalmente. La diferencia entre ambos valores no debe exceder de un 5%. Prueba de Desigualdad Esta prueba se debe cumplir que la derivada del factor volumétrico con respecto a la presión debe ser menor al producto del factor volumétrico del gas y la derivada del Rs con respecto a la presión. En resumen, se debe cumplir la siguiente relación: dBo/dP < Bg (dRs/dP) Donde: Bo = Factor volumétrico del Petróleo a una presión P, BY/BN Bg = Factor volumétrico del Gas a una presión P, PCY/PCN Rs = Solubilidad del Petróleo saturado a una presión P, PCN/BN Validación de pruebas PVT Gas Condensado Los criterios de validación para evaluar la consistencia de PVT de Gas Condensado son un poco más rigurosos que los de Petróleo Negro, y viene dada por tres pruebas: la recombinación matemática, Balance Molar y Criterio de Hoffman (Prueba de Separador y CVD).
Recombinación Matemática Consiste basicamente en recombinar matemáticamente las muestras de gas y líquidos obtenidas en el separador durante la toma de fluidos. Para ello es muy importante que el pozo fluya de forma estabilizada por un largo período de tiempo, para obtener condiciones representativas de presión y temperatura, y especialmente, el RGP para recombinar adecuadamente el fluido original del yacimiento. Se debe cumplir que la diferencia entre los valores experimentales y los calculados para el metano debe ser menor al 2%, mientras que para heptano plus debe ser menor al 5%. Se recomienda que al hacer la validación, se use toda la composición que da el informe PVT (casi siempre hasta el C20+) y comparar los resultados utilizando hasta el C7+. Balance Molar Esta prueba consiste básicamente en reproducir la variación de las fracciones líquidas de cada componente (Xi), en cada etapa de agotamiento de presión del yacimiento, a condiciones de presión y temperatura de yacimiento, relacionando las fracciones de gas (Yi), % volumen de fluido producido, y un % de volumen de fluído retrógrado que queda dentro del yacimiento. Se debe obtener valores de Xi positivos, es decir, Xi>0. El balance molar es una ampliación de la prueba CVD, y puede ser aplicada en dos formas: forward, desde la presión de rocío hasta una presión de abandono; y viceversa, denominada backward. Criterio de Hoffman (validación de constantes de equilibrio Ki) Consiste en graficar el log (P. Ki) vs. Fi (constante de caracterización del componente i). Esta prueba se realiza tanto en el separador como en la prueba de agotamiento de presión (CVD). Se cumplir que los componentes puros en cada condición de presión y temperatura debe ajustarse en una tendencia lineal (separador y CVD), y que las líneas no se crucen entre cada agotamiento de presión (CVD), y que muestre un punto de convergencia (CVD).
Criterio de Hoffman Separador
Criterio de Hoffman CVD http://es.scribd.com/doc/47933489/ANALISIS-PVT-NUEVO http://www.petroblogger.com/2010/02/muestreo-para-analisis-pvt-de-petroleo.html
REQUISITOS PARA OBTENER MUESTRAS REPRESENTATIVAS
Que se tenga limpio y acondicionado el pozo, lo cual se logra observando que el fluido producido no contenga residuos de las sustancias utilizadas durante la perforación o la terminación, así como en el caso de una estimulación. Para cumplir con los requisitos anteriores se deben satisfacer las siguientes condiciones:.
1. El contenido de lodo debe ser menor que 0.5%. 2. El contenido de agua debe ser menor que 5%. 3. La salinidad del agua producida debe ser igual a la salinidad del agua de formación.. 4. Si el pozo se acidificó, el PH debe ser igual a 7. 5. El volumen del líquido producido debe ser de 5 a 10 veces el volumen del pozo. 6. Si el tiempo de producción ha sido menor a 12 hora para tener los requisitos anteriores, entonces se recomienda que se deje fluir el pozo un tiempo adicional igual a la mitad del tiempo en que se consideró que estaba limpio. 7. Si la RGA no cambia al reducir la producción cuando meno a través de tres estranguladores diferentes, ello indica que se trata de un yacimiento de aceite bajosaturado cuya presión no ha caído por debajo de la presión de saturación y en este caso el pozo puede considerarse acondicionado. 8. El acondicionamiento del pozo consiste precisamente en producir el aceite alterado por las operaciones de perforación y/o terminación del pozo localizado en la formación productora cercana al pozo, y remplazarlo por un aceite cuya composición sea igual o muy cercana a la del aceite original del yacimiento, que se encuentra en las zonas alejadas del pozo.
Profundidad de muestreo Es necesario contar con un registro de presiones de fondo a pozo cerrado, inmediatamente antes de tomar las muestras, y que la última estación conocida con el nivel medio del intervalo productor; ya que las muestras deben tomarse en el punto medio del intervalo productor. Muestreo de Superficie El muestreo de superficie puede ser considerado como el método universal, con el cual se muestrean los pozos de gas, gas y condensado y pozos de aceite. Puntos más importantes en el muestreo de superficie Los puntos más importantes que deben ser considerados en la técnica del muestreo de superficie, para los análisis PVT son los siguientes:
Estabilidad del pozo.- El pozo deberá estabilizarse por uno o dos días, teniendo todos los controles del separador y equipo de medición funcionando para la roma de las muestras. Es importante mantener un gasto de producción fijo suficiente para que el pozo se mantenga produciendo bajo condiciones prácticamente estabilizadas. Datos del pozo en el fondo y en la cabeza.- Las presiones estáticas y fluyendo en el fondo, así como las temperaturas deben ser medidas, también los datos de la presión en la cabeza son muy útiles para el comportamiento, pero no son requeridos para los estudios PVT. Datos de equilibrio separador-tanque.- Es necesario tener todas las presiones y temperaturas con las cuales se realizará la separación. Se debe contar con un regulador de presión de mas o menos 1/2 Psig. de sensibilidad; el termómetro debe ser puesto lo más cerca posible para obtener la temperatura de liberación gas-liquido en la superficie del separador y medir la temperatura de la corriente en el tanque. También es bueno tomar las presiones en el tanque. Exactitud en las medidas de volumen.- La exactitud de medición se puede considerar excelente si tiene mas o menos 1% de error; para tener una mayor exactitud en las medidas de gas liberado del separador, éstas deberán ser hechas a la temperatura y densidad del gas que tiene dicho medidor.
Las tomas de aceite y gas se realizan en los muestreros correspondientes manteniendo la presión constante; para lograr lo anterior se desplaza cierta cantidad de agua del cilindro de muestra. Laboratorio: análisis PVT Análisis PVT En el laboratorio PVT se determinan experimentalmente las propiedades termodinámicas de los fluidos del yacimiento, las cuales definen el comportamiento de éste durante su vida productiva. Esto incluye el análisis del comportamiento de fases y
pruebas especiales a fluidos black oils, fluidos volátiles, gases condensados, gases naturales y fluidos cercanos al punto crítico. Esta operación se realiza en laboratorio sobre los fluidos muestreados, con el propósito de establecer los cambios físicos, volumétricos, másicos y composicionales que ocurren sobre los fluidos que llenan el reservorio cuando son sometidos a cambios en presión y temperatura. Estos procedimientos replican los diferentes fenómenos de agotamiento que sufre el reservorio y permiten trazar un plan de producción y establecer posibles problemas para el yacimiento a futuro. El informe de resultados registra cuantitativamente los cambios observados. Productos y servicios o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o
Muestreo de subsuelo y superficie. Control de calidad de las muestras y cromatografía. Composición de fluidos de yacimiento. Transferencias y recombinaciones. Relaciones presión volumen o CCE. Medidas de densidad. Pruebas de liberación instantánea. Pruebas de liberación diferencial. Determinación de la viscosidad del fluido a cualquier temperatura y presión. Pruebas de separador. Agotamiento a volumen constante (CVD). Análisis de presión composición. Control de calidad a los sistemas de producción, transporte y tratamiento de gas natural (dew point, contenido de H2O y CO2). Pruebas de separación multietapa. Pruebas de hinchamiento. Pruebas de contactos múltiples. Mecanismos de vaporización y condensación. Mezclas sintéticas de gases. Determinación experimental de la condensación de gases de acuerdo con condiciones variables de presión y temperatura. Toma de registros de presión y temperatura en pozos. Diagrama de fases usando ecuaciones de estado de los análisis cromatográficos. Determinación experimental del factor Z.
Análisis PVT
Infraestructura
Estudios especiales o o o
Muestreo de subsuelo y superficie Análisis PVT Estudios especiales
Muestreo de subsuelo y superficie o
o
o
o
Operación en campo que se planea según la información preliminar suministrada por el cliente sobre el tipo de fluido, punto y condiciones de muestreo. El asesoramiento al cliente por parte del equipo profesional del laboratorio PVT permite implementar las acciones necesarias en campo para obtener un fluido representativo del lugar de muestreo. Toda la información de muestreo es determinante para realizar el plan de trabajo en laboratorio. Los resultados finales dependerán de la adecuada manipulación de ésta. Operación de toma de perfil de presión y temperatura de pozo.
Análisis PVT o
En el laboratorio PVT se determinan experimentalmente las propiedades termodinámicas de los fluidos del yacimiento, las cuales definen el comportamiento de éste durante su vida productiva. Esto incluye el análisis del comportamiento de fases y pruebas especiales a fluidos black oils, fluidos volátiles, gases condensados, gases naturales y fluidos cercanos al punto crítico.
o
Esta operación se realiza en laboratorio sobre los fluidos muestreados, con el propósito de establecer los cambios físicos, volumétricos, másicos y composicionales que ocurren sobre los fluidos que llenan el reservorio cuando son sometidos a cambios en presión y temperatura. Estos procedimientos replican los diferentes fenómenos de agotamiento que sufre el reservorio y permiten trazar un plan de producción y establecer posibles problemas para el yacimiento a futuro.
o
El informe de resultados registra cuantitativamente los cambios observados.
Estudios especiales o
o
Operación en laboratorio que permite replicar el comportamiento físicoquímico de los fluidos ante operaciones de recobro secundario realizadas sobre el yacimiento, como la inyección de gases naturales de producción y gases como CO2 y N2, lo cual permite establecer los límites permisibles de miscibilidad y desprendimiento de sólidos del fluido. Permite evaluar nuevos mecanismos de producción del yacimiento mediante la nueva energía suministrada.
ESTUDIOS DETALLADOS DE FLUIDOS DEL YACIMIENTO (PVT) estos se conducen en fluidos de hidrocarburos representativos del yacimiento adquiridos por muestreo de fondo o por recombinación de muestras de superficie del separador. Los datos generados por medio de estos servicios son esenciales para la predicción del
comportamiento del yacimiento y de la mezcla del producto a través de la vida productiva del yacimiento. Las Pruebas de Desplazamiento Diferencial simulan el proceso de depletamiento de la presión que ocurre durante la producción y predice los cambios en las propiedades del fluido asociadas a la evolución del gas en el aceite o de la condensación de líquidos en un sistema rico en gas. Las Pruebas de Relación Presión-Volumen documentan los cambios volumétricos al sistema de fluido a medida que la presión del yacimiento declina durante la producción. Las Pruebas de Viscosidad de Aceite Vivo evalúan los efectos sobre la viscosidad del fluido por encima y por debajo de la presión de saturación del sistema de hidrocarburos para predecir cualquier declinación en las tasas de producción. Las Pruebas de Liberación Instantánea del Separador se conducen para evaluar cambios en la mezcla del producto (RGA y composición) que resulta de cambios en las condiciones del equipo de procesamiento de superficie para permitir la optimización del valor económico de los hidrocarburos producidos. Los Servicios de Muestreo de Campo son proporcionados por personal entrenado de AGAT para asegurar que sean recogidas muestras representativas de los fluidos de hidrocarburos de los separadores de superficie o con las herramientas de muestreo de fondo de AGAT. Laboratorio de PVT Dispone de un equipo completo para determinar el comportamiento de las muestras de fluidos con relación a su presión, volumen y temperatura. El análisis PVT permite determinar presión de saturación, compresibilidad del petróleo y factor volumétrico total de petróleo por medio de una liberación instantánea y la relación gas-petróleo, factor volumétrico del petróleo y factor de desviación del gas por una liberación diferencial. Los análisis realizados por este laboratorio son los siguientes:
1. Muestras PVT de superficie. 2. Toma de muestra PVT de superficie. 3. Recombinación física de la muestra a relación gas-petróleo especificada. 4. Separación Flash. 5. Liberación instantánea a temperatura de yacimiento, incluyendo la determinación de la presión de saturación, compresibilidad del petróleo y volumen relativo petróleo-gas a cada presión de equilibrio. 6. Liberación diferencial del petróleo saturado a temperatura del yacimiento, presentando los valores de: solubilidad del gas, factor volumétrico y densidad
del petróleo a cada presión de equilibrio. 7. Carga de la celda PVT. 8. Separación instantánea a cuatro (4) valores de presión de una sola etapa y temperatura ambiente para determinar la relación gas-petróleo en solución, factor volumétrico y gravedad API del petróleo, a condiciones de superficie. 9. Densidad a Presión. 10. El análisis PVT completo de una muestra de fondo incluye todos los análisis efectuados con la muestra de superficie excepto la recombinación física.
Generalmente, cuando se descubre un nuevo reservorio, uno de los primeros análisis es la composición de los fluidos que se encuentran en el mismo, con el objetivo de saber como es el comportamiento termodinámico (Presión y Temperatura) a las condiciones de yacimiento, y como este varía en su camino a superficie, hasta llegar al tren de separación. Con este post, hablaré del tema referente a la validación de pruebas PVT tanto petróleo negro, como para gas condensado. Para discretizar de un tipo de fluido del otro, y poder utilizar el criterio de validación adecuado, es importante ver la composición del fluido. Por ejemplo, un fluido con un porcentaje mayor de 75% en metano, y que haya obtenido punto de rocío durante la prueba de expansión a composición constante, se considera como de gas condensado. Por otra parte un fluido con un porcentaje menor a 50% en metano, se puede considerar como de petróleo negro. Mientras que el fluido se encuentre más cercano a las condiciones críticas, es más difícil de caracterizar, tal es el caso de el gas condensado y el petróleo volátil.
CONSIDERACIONES EN EL ANALISIS PVT Generalmente se debe cumplir que al graficar la Función Y vs. Presión, los datos obtenidos deben ajustar en una línea recta. En un posterior artículo explicaré que se hace en caso que no se llegue a obtener la linealidad de los datos calculados.
Un PVT de petróleo negro se considera validado cuando haya pasado el criterio de la linealidad de la función Y. Sin embargo existen dos pruebas adicionales más rigurosas que dependen de la consistencia de los datos obtenidos en el laboratorio. Estás pruebas son las siguientes:
Prueba de Balance de Materiales Consiste el calcular valores de Rs en cada etapa de agotamiento de presión (haciendo un balance de materiales) y compararlo con la Rs obtenida experimentalmente. La diferencia entre ambos valores no debe exceder de un 5%.
Prueba de Desigualdad
Esta prueba se debe cumplir que la derivada del factor volumétrico con respecto a la presión debe ser menor al producto del factor volumétrico del gas y la derivada del Rs con respecto a la presión. En resumen, se debe cumplir la siguiente relación:
dBo/dP < Bg (dRs/dP)
Donde: Bo = Factor volumétrico del Petróleo a una presión P, BY/BN Bg = Factor volumétrico del Gas a una presión P, PCY/PCN Rs = Solubilidad del Petróleo saturado a una presión P, PCN/BN
Validación de pruebas PVT Gas Condensado
Los criterios de validación para evaluar la consistencia de PVT de Gas Condensado son un poco más rigurosos que los de Petróleo Negro, y viene dada por tres pruebas: la recombinación matemática, Balance Molar y Criterio de Hoffman (Prueba de Separador y CVD).
Recombinación Matemática Consiste basicamente en recombinar matemáticamente las muestras de gas y líquidos obtenidas en el separador durante la toma de fluidos. Para ello es muy importante que el pozo fluya de forma estabilizada por un largo período de tiempo, para obtener condiciones representativas de presión y temperatura, y especialmente, el RGP para recombinar adecuadamente el fluido original del yacimiento. Se debe cumplir que la diferencia entre los valores experimentales y los calculados para el metano debe ser menor al 2%, mientras que para heptano plus debe ser menor al 5%. Se recomienda que al hacer la validación, se use toda la composición que da el informe PVT (casi siempre hasta el C20+) y comparar los resultados utilizando hasta el C7+.
Balance Molar
Esta prueba consiste básicamente en reproducir la variación de las fracciones líquidas de cada componente (Xi), en cada etapa de agotamiento de presión del yacimiento, a condiciones de presión y temperatura de yacimiento, relacionando las fracciones de gas (Yi), % volumen de fluido producido, y un % de volumen de fluído retrógrado que queda dentro del yacimiento. Se debe obtener valores de Xi positivos, es decir, Xi>0. El balance molar es una ampliación de la prueba CVD, y puede ser aplicada en dos formas: forward, desde la presión de rocío hasta una presión de abandono; y viceversa, denominada backward.
Criterio de Hoffman (validación de constantes de equilibrio Ki) Consiste en graficar el log (P. Ki) vs. Fi (constante de caracterización del componente i). Esta prueba se realiza tanto en el separador como en la prueba de agotamiento de presión (CVD). Se cumplir que los componentes puros en cada condición de presión y temperatura debe ajustarse en una tendencia lineal (separador y CVD), y que las líneas no se crucen entre cada agotamiento de presión (CVD), y que muestre un punto de convergencia (CVD).
