Propiedades PVT Consiste en determinar en el laboratorio una serie de propiedades físicas de un fluido en el yacimiento (petróleo, agua o gas) que relacionan presión, volumen y temperatura. Un paso previo a un buen análisis PVT, consiste consiste en la obtención de una muestra representativ representativa a del yacimiento yacimiento que esté a las condiciones condiciones de presión y temperatura del mismo. A éste respecto existen normas muy detalladas y compañías especializadas para
tomarlas
de
acuerdo
al
tipo
de
fluido
que
se
debe
muestrear.
Un análisis PVT es costoso y muchas veces se trata de yacimientos viejos que no poseen ésta información o muy nuevos nuevos que todavía todavía no han sido evalua evaluados dos.. Por éstas razones razones se han desarrol desarrollad lado o una serie de ecuaciones o Correlaciónes empíricas que permitan determinar las propiedades de los fluidos del yacimiento. En general, el PVT se refiere al conjunto de propiedades de volumen medidas a una presión y temperatura determinada. Estas propiedades son factor volumétrico de formación del petróleo, que es función de la presión del yacimiento, del factor volumétrico y de la compresibilidad del crudo, factores volumétricos del gas y el agua, gas disuelto en crudo que es función de la gravedad del crudo, temperatura, presión y gravedad del gas. La viscosidad del crudo es función de la Temperatura, presión y gas disuelto. El factor volumétrico bifásico
La compresibilidad del crudo es función de P, API, T y γg. La compresibilidad del agua es función del gas disuelto en agua y la concentración de cloruro de sodio dado en parte por millón, ppm.
De acuerdo con la Ley de Gases Reales:
Fig.1 PVT para el Petróleo
Fig. 2 PVT para el Agua y el Gas
Luego Bg se expresa como:
Expresando las cantidades conocidas en superficie, la constante universal de los gases y reagrupando todo ello en una constante llamada cte, se tiene:
De acuerdo a las unidades de medida, se tienen las siguientes constantes:
Correlaciones para Sistemas de Gas •
Gravedad específica de una mezcla de gases:
Se denota como γg. La gravedad específica de un gas, se define como la relación entre su densidad y la densidad del aire. En el campo ésta propiedad se mide fácilmente en la cabeza del pozo, por lo tanto, es usada como una indicación de la composición del gas. La gravedad específica del gas es proporcional a su peso molecular, PM, cuando éste se mide a bajas presiones donde el comportamiento del gas se aproxima a la idealidad. Una vez se obtiene el peso molecular, la gravedad del gas se determina dividiendo su peso molecular entre 28.966 (peso molecular del aire). La gravedad específica también se usa para Correlaciónar otras propiedades físicas de los gases como las propiedades críticas. En algunas ocasiones cuando existe la
presión y temperatura en el separador, es necesario corregir la gravedad específica del gas para tener unos datos de PVT óptimos.
La
Correlación
de
Vázquez
y
Beggs
permite
La La
•
efectuar
éste
Correlación Correlación
de
Hernández
proceso:
Katz:
y
Pichon
:
Propiedades Críticas:
Es el conjunto de condiciones físicas de presión, temperatura y volumen, a las cuales la densidad y otras propiedades del líquido y gas se vuelven idénticas, es decir, es un punto a una presión y temperatura dada donde físicamente no puede diferenciarse si se trata de gas o líquido. Estas propiedades críticas son únicas (una sola presión, una sola temperatura) para una sustancia dada y se requiere para la determinación de otras propiedades de la sustancia. La presión crítica, Pcr, y la temperatura crítica, Tcr, son medidas en el laboratorio y usualmente son desconocidas por lo que se requiere su determinación por medio de Correlaciónes, como la de Brown, para determinar las propiedades críticas en función de la gravedad específica del gas.
Para Gas en Superficie:
Para
Condensados:
y
la
gravedad
específica
se
obtiene
mediante:
Las propiedades críticas están sujetas a variaciones por presencia de contaminantes (Dióxido carbónico, CO2 y Sulfuro de Hidrógeno, H2S). La
Correlación
de
Wichert
y
Aziz
es
utilizada
para
efectuar
éstas
correcciones:
Método de CarrKobayashi-Burrows
Calculo
de
Presión
y
Temperatura
Pseudo-
reducidas
•
Obtención de las propiedades críticas y gravedad específica del gas
Generalmente, las propiedades críticas y la gravedad específica del gas se desconocen, pero, casi siempre se da la composición de la mezcla de gases, es decir, se lista cada uno de los componentes del gas con su respectivo porcentaje o fracción volumétrica de la cantidad existente en la mezcla. A continuación se da un ejemplo de un reporte típico de una mezcla de gases.
Para evaluar las propiedades críticas de la mezcla de gases se toma la presión crítica, la temperatura crítica tabulados a continuación, cada una de las cuales se multiplica por su fracción volumétrica y la sumatoria constituye
la
presión
crítica,
Pcr,
y
la
temperatura
crítica,
Tcr,
respectivamente.
Para evaluar la gravedad específica de la mezcla gaseosa se lee de la tabla anterior los pesos moleculares de cada compuesto presente en la mezcla, cada uno de ellos se multiplica por la fracción volumétrica, Yi, y su sumatoria se divide entre 28,966.
Los Heptanos y compuestos más pesados (C7+) no fueron tabulados anteriormente debido a que no tiene una composición ni peso molecular fijo. Por tal razón, las
propiedades críticas se determinan por medio de la correlación gráfica en función del peso molecular y la gravedad específica de éste grupo de compuestos. La correlación gráfica mostrada a continuación permite obtener estos parámetros a partir de su peso molecular y su gravedad específica.
Propiedades críticas de los C7+
•
Determinación de las propiedades críticas de los Heptanos y compuestos más pesado
Normalmente, suele reportarse en la composición del gas natural, la presencia de Heptanos y demás (Heptanos y más pesados o en inglés: Heptanos plus), C7+, acompañado de su peso molecular y de su gravedad específica, para con éstos determinar sus propiedades críticas utilizando la figura dada en la página siguiente Por tanto, es necesario Las Correlaciónes de Sutton and Whitson para las propiedades críticas de los C7+ son:
La estima
temperatura
de
ebullición se mediante:
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
Muestreo
recolectar
las
muestras
de
de
fluidos:
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.
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 las muestras, 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 de muestras como son:
-
Presión
estática
-
yacimiento
Presión Presión
-
del
y
temperatura
Presión Gastos
de
líquido
y y
gas
en
fluyendo a
la
cabeza
temperatura el
separador
,
así
del
del como
el
líquido
pozo separador
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 Hacer
una
comparación
la de
validez los
datos
de de
campo
las con
los
datos
muestras de
laboratorio
- Comparar las muestras tomadas en superficie mediante recombinado de las muestras de fondo - Realizar estudios pertinentes al fluido mediante los s iguientes experimentos:
a) b) c) d)
Agotamiento Agotamiento
a diferencial(sólo
Agotamiento Estudio
volumen realizado
a de
constante en
composición separadores
aceites) constante
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.
Existen básicamente dos métodos (Bashbush, 1981), (Hoffman, 1960), para realizar la validación de un análisis PVT. El primero consiste en checar las constantes de equilibrio o valores K, esto se hace al graficar en papel semilogarítmico las constantes K contra la presión y observar que no existan posibles cruces entre las diferentes curvas de los componentes, además deben de mostrar una tendencia suave.
El segundo es basado en la gráfica de Hoffman-Crump que relaciona el logaritmo de K*P con un factor de caracterización B; en este caso los diferentes componentes deben de mostrar un comportamiento de líneas rectas paralelas entre sí.
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 data 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 nuestra data 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.
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
Análisis
a)
psia)
PVT
Expansión
de
la
composición
constante,
CCE(1):
Una cantidad conocida de fluido de yacimiento se transfiere a una celda PVT a una presión mayor a la presión del yacimiento. La celda es calentada bajo agitación constante hasta alcanzar la temperatura
del yacimiento dada y la presión es monitoreada manteniendo el fluido monofásico. La presión se reduce y se registran las medidas volumétricas y el fluido estabilizado a cada cambio de presión isotérmicamente. En la región inferior a la presión de saturación, el fluido es estabilizado hasta alcanzar el equilibrio de fase líquido-vapor. Este procedimiento se lleva hasta una presión de abandono o equivalente a un volumen relativo a 2. Los cambios de volumen se grafican como una función de la presión vs el volumen. La presión de saturación es definida en la gráfica presiónvolumen como la intersección entre las curvas de la fase monofásica y la bifásica. Un estudio estándar consiste en registrar 10 puntos por encima (fluido monofásico) de la presión de saturación y 10 puntos por debajo de la misma (fluido bifásico región de equilibrio líquido vapor), reportando la presión de saturación, el volumen relativo, la compresibilidad isotérmica del fluido y la expansión térmica
b)
del
Vaciamiento
mismo.
de
volumen
constante,
CVD(2):
Este estudio se lleva a cabo generalmente en fluidos de reservorios de condensados. Una vez que se ha llevado a cabo el estudio CCE, el fluido se recomprime en la celda PVT hasta la condición de presión inicial y se estabiliza bajo agitación constante. La presión luego se reduce isotérmicamente hasta una condición específica de presión en la región de dos fases por debajo de la presión de saturación. Una vez que el equilibrio se haya logrado y el volumen de la fase líquida medido, el gas es desplazado isobaricamente hasta el nivel donde el volumen total de fluido en la celda coincida con el volumen inicial monofásico establecido (volumen constante). El volumen de gas es cuantificado y analizado para determinar su composición y sus propiedades. El volumen de líquido es medido. Luego se reduce la presión a una segunda etapa y se repite el procedimiento. Un estudio típico tiene 7 - 10 etapas de reducción de la presión para alcanzar la presión de abandono. Se reporta en fluidos condensados el % vol. de depósito de líquido retrogrado, el % molar del fluido producido acumulativo, las propiedades de la fase gas producida (Z, viscosidad y gravedad específica) y la respectiva composición molecular, el
líquido
c)
acumulativo
recuperado
Expansión
de
(GPM)
C3+,
C4+,
C5+
liberación
en
cada
etapa
diferencial,
de
presión.
DLE(3):
Una vez que se ha llevado a cabo el estudio CCE, el fluido se recomprime en la celda PVT hasta la condición de presión inicial y se estabiliza bajo agitación constante. La presión luego se reduce isotérmicamente hasta una condición específica de presión en la región de dos fases por debajo de la presión de saturación. El gas liberado al alcanzar el equilibrio de fase es desplazado isobaricamente, cuantificado y analizado. Luego se reduce la presión a una segunda etapa y se repite el procedimiento. Un estudio típico tiene 6-8 etapas de reducción de la presión para alcanzar la presión atmosférica. Se reportan las propiedades de la fase petróleo (Bo, densidad, Rs), de la fase gas (Bg, Z, viscosidad, gravedad
d)
específica)
Expansión
y
las
de
composiciones
la
de
los
gases
isoterma/no-isoterma,
liberados.
GRD:
Es
parte
integral
de
la
prueba
CCE
descrita
en
el
punto
a.
____________________________________ (1)
Estudio
(2)
de
masa
Estudio
(3)
constante
de
o
relación
agotamiento
Estudio
de
presión-volumen.
o
“Depletation”
vaporización
diferencial.
Análisis
e)
PVT
Multi-contacto
de
gas
la
inyección,
MCM:
Este estudio se lleva a cabo en un sistema de dos celdas PVT. En el se determina cual es el efecto de la inyección de gas y como convergen la composición del gas inyectado y la del fluido de yacimiento y como este gas inyectado avanza a través del reservorio y contacta al fluido de yacimiento fresco, por contactos sucesivos o cuan cerca se encuentra el fluido de yacimiento del pozo de inyección y arrastra a partir de este sus componentes medios o pesados por el efecto del gas. En el caso de las pruebas de contacto múltiple por arrastre de componentes, la fase gas a partir del primer contacto es removida de la celda y gas fresco es adicionado a la fase líquido remanente a una determinada relación para un segundo contacto y la fase líquida resultante a partir de la última etapa es analizada y caracterizada. En el caso de la prueba de múltiple por migración, la fase gas resultante del primer contacto, la cual esta enriquecida con hidrocarburos, esto se da en contacto con aceite fresco de yacimiento a una dada relación para el segundo contacto. La fase gas resultante desde la ultima etapa es analizada y caracterizada. Para cada contacto, los volúmenes, la composición molecular y las propiedades de las fases
f)
liquidas
Rango
y
de
gaseosas
presión
son
de
reportadas.
saturación,
SAT:
Una cantidad conocida de fluido de yacimiento se transfiere a una celda PVT. Se inyecta gas seleccionado por el cliente al fluido en una dada relación. En cada etapa de inyección, se estabiliza el fluido y se determina la presión de saturación y se registra. Un estudio típico puede incluir 4-6 relaciones
g)
de
inyección
Separador
y
su
del
respectiva
presión
multi-fase,
de
saturación.
SEP:
En este proceso de separación de fases múltiples, el cliente establece las condiciones de presión y temperatura en las diferentes etapas del proceso de producción que está utilizando y las cuales requiere para el proceso del multi-fase. Una cantidad conocida de fluido de yacimiento se transfiere a una celda PVT a una presión mayor a la presión del yacimiento y temperatura ambiente. Se lleva el sistema PVT a la presión y temperatura de la primera etapa del proceso hasta que se alcance el equilibrio líquido-vapor. El gas liberado al alcanzar el equilibrio de fase es desplazado isobaricamente, cuantificado y analizado. Luego se reduce la presión y la temperatura (si aplica) a una segunda etapa
y se repite el procedimiento a tantas etapas como sean requeridas. Se reportan las relaciones gaspetróleo en cada etapa de separación, tanque y total, factor volumétrico del petróleo, factor de merma, densidad del fluido en separador y tanque las composiciones de los gases liberados.
h)
Flash
de
las
dos
fases
isoterma,
VLE:
Este estudio es una extensión del estudio CCE. El se refiere al estudio del equilibrio líquido-vapor a unas condiciones predeterminadas por el cliente. Una cantidad conocida de fluido de yacimiento se transfiere a una celda PVT. La presión se ajusta a la presión y temperatura predeterminada y se estabiliza el sistema hasta que las fases líquido-vapor alcancen el equilibrio. Los volúmenes de las fases se cuantifican y la muestra es desplazada para determinar su composición, y propiedades como la
densidad.
i) Determinación de la composición de los fluidos a las condiciones del estudio hasta C11+ con densidades y pesos moleculares experimentales de las fracciones C7+ a C11+. La fracción C11+ será extendida hasta C20+ sin determinar la densidad o el peso molecular en forma experimental de las fracciones
:
El análisis composicional del fluido de yacimiento se obtiene en dos etapas: los fluidos producidos a partir del flash hasta condiciones atmosféricas, al líquido del flash se le realiza una destilación hasta C20+ en un destilador Fischer y los fluidos producidos de analizan en cromatógrafo HP (gas y líquida). La masa molar del líquido se obtiene por crioscopía y la densidad en un densímetro PAAR 4500. Estos fluidos se recombinan matemáticamente a la respectiva relación gas-líquido y se obtiene la composición del fluido de yacimiento. Se reporta el análisis composicional hasta C20+, las
propiedades de fracción C7+, Cn+ (masa molar, densidad, etc) en el líquido de flash, gas de flash y fluido
de
yacimiento.
j) Rastreo de la envolvente de fases de los fluidos de yacimiento, desde la temperatura ambiente hasta
la
temperatura
del
estudio:
Para llevar a cabo este estudio, de realiza el mismo procedimiento mencionado en el ítem (a) CCE. Se comienza con la temperatura ambiente hasta la temperatura del yacimiento y en cada una de ellas se determina la presión de saturación. Se reporta el cambio de la presión de saturación versus la temperatura.
k)
Separación
“flash”
a
masa
constante
y
temperatura
del
estudio:
Una cantidad conocida de fluido de yacimiento se transfiere a una celda PVT a una presión mayor a la presión del yacimiento. La celda es calentada bajo agitación constante hasta alcanzar la temperatura del yacimiento dada y la presión es monitoreada manteniendo el fluido monofásico. Una vez alcanzada la condición de presión y temperatura, de realiza un flash hasta condiciones atmosféricas. Las fases
gas y líquido son cuantificadas y analizada para determinar su composición molecular y sus propiedades de fase. Se reporta la relación gas líquido (GLR), densidad del líquido de flash, API, densidad
l)
Separación
Este
m)
y
gravedad
diferencial
estudio
Viscosidad
está
de
los
a
específica
volumen
descrito
fluidos
constante en
de
del
gas
y
los
de
temperatura pasos
yacimiento
a
del
(b)
condiciones
flash.
estudio: y
del
(c).
estudio:
Una muestra de fluido de yacimiento se transfiere a un viscosímetro del tipo Bola Rodante (Rolling ball) a una presión mayor a la presión del yacimiento garantizando la transferencia monofásica del fluido. La viscosidad es medida a la temperatura del yacimiento o a cualquier otra que el cliente así lo requiera desde una presión por encima de la presión del yacimiento reduciéndola isotérmicamente hasta la presión atmosférica. Por debajo de la presión de saturación, la viscosidad es medida sobre la fase líquida siguiendo un procedimiento análogo al DLE. La viscosidad de la fase gas se obtiene entonces a partir del DLE. Un estudio típico tiene de 5 a 10 etapas de reducción de la presión hasta la presión de saturación y el mismo numero de etapas alcanzadas durante el DLE. Se reporta la viscosidad
n)
de
Cálculo
la
de
las
fase
líquida
propiedades
y
PVT
de
a
la
condiciones
fase
del
gas.
estudio:
Para realizar los cálculos de las propiedades del estudio PVT, se utiliza un “software” desarrollado por Schlumberger llamado PVTz versión 2.21. En él convergen todos los parámetros inherentes a un estudio (ecuaciones de estado, correlaciones, parámetros, coeficientes, constantes físicas, etc.) para determinar la conducta físico-química de fluidos que incluye desde los sistemas de control de calidad y calibración de todos los equipos utilizados en nuestros laboratorios, así como, las correlaciones propias para el cálculo del estudio. Este programa se compone de módulos que permiten la entrada y control de los datos obtenidos experimentalmente de manera individual que a su vez están interconectados entre ellos, manteniendo la obtención de los datos que son requeridos de uno u otro módulo. Los módulos fundamentales que integran el PVTz v.2.21 son: Calibración (bombas, celdas, viscosímetros, etc.), Muestras (Identificación, validación, composición de los fluidos, análisis composicional del fluido de yacimiento, recombinación), Opciones (contiene todas las opciones para un estudio PVT: CCE, CVD, DLE, SAT,VLE,Viscosidad, SEP de etapas simples o múltiples, etc.). No limitativo al número de pruebas que se ejecuten aún cuando sean utilizadas diferentes temperaturas. Es fácilmente manejable, versátil y opera bajo ambiente Windows, permitiendo generar todas las tablas de datos, gráficas de forma automatizada y de excelente presentación. Permite calcular cada uno de los parámetros utilizando las unidades SI, SPE o la que sea requerida por el cliente además de generar el reporte en el idioma que el
cliente
lo
requiera
(Español,
Ingles,
Francés,
Portugués
o
Italiano).
Para realizar los estudios de simulación para validación y control de calidad de las propiedades del
estudio PVT realizado, se utiliza el Simulador Eclipse versión 2001. Este programa, permite generar y analizar toda la información basada en un estudio PVT y permite optimar las tendencias del comportamiento de los fluidos, además de predecir utilizando las correlaciones existentes de las ecuaciones de estado para generar información adicional que pueda ser necesaria para efectos de la industria
partiendo
de
datos
reales.
o) Simulación experimental de la separación de los fluidos de yacimiento en instalaciones superficiales en
varias
etapas:
En este proceso el cliente establece las condiciones de las instalaciones superficiales de presión y temperatura en las diferentes etapas del proceso de producción que está utilizando y las cuales requiere para la simulación experimental de la separación Una cantidad conocida de fluido de yacimiento se transfiere a una celda PVT a una presión mayor a la presión del yacimiento y temperatura ambiente. Se lleva el sistema PVT a la presión y temperatura de la primera etapa del proceso hasta que se alcance el equilibrio líquido-vapor. El gas liberado al alcanzar el equilibrio de fase es desplazado isobaricamente, cuantificado y analizado. Luego se reduce la presión y la temperatura (si aplica) a una segunda etapa y se repite el procedimiento a tantas etapas como sean requeridas. Un estudio típico consiste de estudios de una etapa Psep/Tsep hasta tanque o en separaciones múltiples que van desde 2 a 3 etapas más el tanque. Se reportan las relaciones gas-petróleo en cada etapa de separación, tanque y total, factor volumétrico del petróleo, factor de merma, densidad del fluido en separador
y
tanque
las
composiciones
de
los
gases
liberados.
p) Elaboración de la envolvente de fase ajustada con los datos obtenidos de la simulación (16): Este proceso se lleva a cabo utilizando el Software PVTz con los datos experimentales obtenidos en
los
procesos
involucrados.
q) Determinación de la composición de los gases separados en el agotamiento diferencial a volumen constante y en la simulación experimental de la separación de fluidos en instalaciones superficiales con
una
definición
de
hasta
C6+
y
las
características
de
los
gases:
La composición de los gases obtenidos en los diferentes procesos que involucran un estudio PVT, tales como DLE, CVD, Flash, pruebas de separación, gases naturales capturadas en separadores, etc., se llevan a cabo por cromatografía de gas utilizando para ello un cromatógrafo HP 5890 serie II plus que permite obtener el análisis composicional de los gases extendido hasta C12+. Con el análisis composicional y el módulo PVTz respectivo, se obtiene de forma tabulada toda la información referida al fluido en las condiciones específicas del mismo la cual incluye la identificación de las condiciones a la cual el fluido fue producido, la composición en % molar, las propiedades físicas (Masa molar, densidad, densidad relativa, viscosidad, contenido de calor bruto, Masa molar del Cn+ requerido, y el contenido de líquidos en volumen (GPM) y masa. En todos los casos se siguen las normativas estándar internacionales
(ASTM,
IP,
API,
GPA,etc.)
para
este
procedimiento.
Experimentos
en
otros
a)
tipos
de
análisis
Análisis
Ver
ítem
b)
Análisis
cromatográficos:
(q)
sección
de
contenido
Análisis
PVT.
de
asfaltenos:
El contenido de asfaltenos en líquidos de tanque se lleva a cabo según la normativa estándar IP-143, en ella se realiza una precipitación selectiva de los asfaltenos con un solvente (n-heptano) y posteriormente
se
c)
redisuelven,
evaporan
Análisis
y
de
secan.
Se
reporta
contenido
el
%
en
de
peso.
parafinas:
El contenido de parafinas en líquidos de tanque se lleva a cabo según la normativa estándar UOP-46, en ella se realiza una precipitación selectiva de las parafinas de bajo y alto peso molecular con un solvente específico y posteriormente se lavan, evaporan y secan. Se reporta el % en peso.
d) Se
Análisis requiere
e)
para
la
información
Análisis
determinación
adicional
de
los
del
cliente
efectos
del
del para
coeficiente
definir
gas
el
alcance
dulce
de de
en
difusión: este
los
análisis.
fluidos:
Se sigue los procedimientos y técnicas análogos descritos en ítem (e) de Análisis PVT. Dependerá del tipo de análisis específico requerido por el cliente., como solubilidad, pruebas de fase, etc.
f)
Análisis
de
los
efectos
del
gas
nitrógeno
en
los
fluidos:
Se seguirá el procedimiento propuesto en las metodologías PVT ya descritas en las secciones precedentes
g)
que
Análisis
del
apliquen
contenido
a
de
este
líquidos
del
estudio.
gas
natural:
Se llevan acabo por análisis cromatográficos como el descrito en el ítem (q) de Análisis PVT. Se reporta
h)
el
Análisis
GPM
de
y
la
su
porcentaje
viscosidad
de
los
molar.
fluidos:
El estudio de viscosidad de líquidos de tanque se lleva a cabo según la normativa estándar ASTM D-445. Una cantidad de muestra se carga en un viscosímetro capilar con calibración certificada, se lleva a un baño y se estabiliza a la temperatura deseada. Se realizan tres medidas por temperatura. Una curva típica lleva 5 puntos que van desde temperatura ambiente a una superior a la temperatura del
estudio.
Se
reporta
la
viscosidad
cinemática
y
dinámica
a
cada
temperatura.
i)
Análisis
de
la
densidad
API:
Las determinaciones API se llevan a cabo por medidas de la densidad del fluido de flash realizadas según las normativas estándar ASTM D-1298 / D-4052 empleando hidrómetros y densímetros digitales
j)
de
Otros
alta
tipos
precisión.
de
análisis:
Los que sean requeridos estarán ajustados a las normativas estandar de la industria petrolera internacional.
Diagrama de fases para yacimientos de hidrocarburos
La mayoría de los campos petrolíferos descubiertos a nivel mundial corresponden mayormente a gas condensado/petróleo volátil asociados a altas presiones y temperaturas. De allí la importancia de estudiar estos yacimienots aplicando las mejores técnicas de ingeniería para optimizar la recuperación de este recurso no renovable. El paso siguiente al descubrimiento de un yacimiento de hidrocarburos es determinar el estado (gas y/o líquido) en que se encuentra la mezcla en el yacimiento y clasificarlo utilizando criterios termodinámicos de fases y parámetros de caracterización fundamentales como la relación gas-líquido (petróleo o condensado), gravedad API y otros. Cabe destacar que en términos generales, a mayor profundidad de los yacimientos las mezclas de hidrocarburos se encuentran en fase líquida cerca del punto crítico (crudos volátiles de alto encogimiento) o en fase gaseosa (gas condensado, gas húmedo o seco). Los fluidos obtenidos en superficie de estos yacimientos, son el resultado de cambios termodinámicos que sufre la mezcla original de hidrocarburos en su trayectoria desde el yacimiento hasta el sistema de separación en la superficie. Cuatro factores físicos controlan el comporamiento de fases de mezclas de hidrocarburos:
1.
Presión.
2.
Atracción molecular.
3.
Energía cinética (movimiento molecular asociado con temperatura).
4.
Repulsión molecular.
La presión y la atracción molecular tienden a mantener las moléculas juntas, de esta manera, mientras mayor sean estas fuerzas mayor es la tendencia de los hidrocarburos a aumentar su densidad. Las fuerzas de atracción molecular son directamente proporcionales a la masa de las moléculas e inversamente proporcionales a la distancia entre las mismas.
La energía cinética y la repulsión molecular tienden a dispersar las moléculas. A elevadas temperaturas aumenta el movimiento de las moléculas y por ende, mayor es su tendencia a separarse, produciendo de esta manera una disminución en la densidad.
El comportamiento regular de los hidrocarburos es el de pasar de fase gaseosa a líquida por aumento de presión y/o disminución de temperatura y el de pasar de fase líquida a gaseosa por disminución de presión y/o aumento de temperatura.
Diagrama presión-temperatura de mezclas de hidrocarburos
La mejor forma de observar los cambios de fase de las mezclas de hidrocarburos que se presentan naturalmente en yacimientos de petróleo y gas (o condensado) es a través de un diagrama PresiónTemperatura (P-T) como el diagrama que se observa a continuación
Figura 1. Diagrama de fases Presión-Temperatura para yacimiento de hidrocarburos
En este se observa la envolvente de fases que resulta de unir las curvas de puntos de burbujeo y puntos de rocío. En los puntos de burbujeo el sistema (mezcla de hidrocarburos) se encuentra en fase líquida en equilibrio con una cantidad infinitesimal (burbuja) de gas. En los puntos de rocío el sistema se encuentra en fase gaseosa en equilibrio con una cantidad infinitesimal (gota) de líquido. Al punto donde se unen las curvas de burbujeo y rocío, se denomina punto crítico. A las condiciones del punto crítico, las propiedades intensivas (aquellas que no dependen de la masa: densidad, viscosidad, etc.) del gas y líquido son idénticas. La envolvente de fases divide el diagrama en tres regiones: La del líquido que está situada fuera de la envolvente y a la izquierda de la temperatura crítica; la del gas que también está fuera de la envolvente pero a la derecha de la temperatura crítica y la de dos fases que se encuentra dentro de la envolvente y donde se hallan en equilibrio el gas y el líquido. En esta región se observan las líneas de isocalidad que son líneas que unen puntos de igual porcentaje volúmetrico de líquido en la mezcla líquido-gas. De esta forma, las curvas de burbujeo y rocío son líneas de 100% y 0% de líquido, respectivamente. Todas estas curvas de isocalidad también convergen en el punto crítico. Otro punto observado en el diagrama de fase es el punto de temperatura cricondentérmica(Tcdt) que es la máxima temperatura a la cual existe equilibrio entre vapor y líquido (a T>Tcdt y a cualquier presión, el sistema está en fase gaseosa). También se observa el punto de presión cricondembárica (Pcdb) que se define como la máxima presión a la cual existe equilibrio entre vapor y líquido. La posición relativa de los puntos cricondentérmico y cricondembárico con respecto al punto crítico, depende de la composición del sistema. Para crudos, el punto cricondembárico está a la izquierda del punto crítico, en cambio, para gases naturales y gases condensados está a la derecha. Cada mezcla de hidrocarburos encontrada en un yacimiento tiene un diagrama de fases característico, el cual permanece constante, mientras se mantenga constante la proporción de componentes en la mezcla; sufriendo modificaciones cuando se altera esta proporción debido a la extracción preferencial de fluidos o a la inyección
de alguno o algunos de ellos (gas natural, CO2, N2, etc.). Se puede observar que a medida que la mezcla es más liviana y volátil las presiones de burbujeo y rocío son mayores.
Los petróleos que se encuentran termodinámicamente cercanos a las condiciones críticas son llamados crudos volátiles. Sin embargo, esta denominación no es precisamente la más apropiada, debido a que virtualmente todos los fluidos de yacimiento son volátiles. Lo que realmente quiere decir, es que el fluido dentro del yacimiento se encuentra a presiones y temperaturas cercanas al punto crítico. Estas propiedades incluyen un alto encogimiento inmediatamente después de que la presión cae por debajo de la presión de burbujeo. En casos extremos, este encogimiento puede ser de más del 45% del hidrocarburo ocupado en el espacio poroso, tan solo al caer la presión 10 lpc por debajo de la presión de burbuja. La relación gas petróleo generalmente se encuentra en un rango de 2.000 a 3.000 PCN/BN, la gravedad del petróleo es usualmente de 40° API o mayor. Los petróleos volátiles tienen un factor volumétrico (Bo) de 2 BY/BN o mayor y una composición que generalmente se caracteriza por tener de 12,5 a 20 % mol de heptano plus, 35% o más de metanos por hexanos, y el remanente de etanos. Los fluidos provenientes de yacimientos de petróleo volátil fueron primeramente estudiados por Reudelhuber y Hinds y por Jacoby y Berry. Estos fluidos deben ser estudiados de forma distinta en el laboratorio y por el ingeniero de yacimiento para obtener una predicción precisa del comportamiento del mismo dentro del yacimiento. Para entender esto, es necesario considerar que los petróleos volátiles se encuentran cercanos a la línea divisoria con los gas condensados ricos en el diagrama de fases (Ver Figura No. 1). Existe una frontera entre el petróleo volátil y los condensados desde el punto de vista composicional. (Ver Figura No. 2). Los fluidos de yacimiento que contienen heptanos y más pesados en una concentración en más de 12,5% mol, se encuentran casi siempre en fase líquida dentro del yacimiento. En cambio, cuando es menor a esta concentración, el fluido del yacimiento casi siempre se encuentra en fase gaseosa. Los petróleos volátiles han sido observados en concentraciones de C7+ tan bajas como el 10% y en condensados tan altas como el 15,5%. Estos casos son raros, sin embargo, generalmente presentan una alta gravedad API en el tanque. Como se ha mencionado, los petróleos volátiles sufren un alto encogimiento como cae la presión del yacimiento por debajo de la presión de burbuja. Este alto encogimiento crea una alta saturación dentro del espacio poroso y se observa una alta movilidad del gas casi inmediatamente después de caer la presión por debajo del punto de burbuja. Este hecho es importante debido a que el gas libre es rico en condensados.
Figura No. 1. Diagrama de Fase generalizado para un Petróleo Volátil La técnica de balance de materiales convencional para petróleo negro no toma en consideración este gas móvil como un como gas condensado retrógrado. En cambio, los procedimientos de cálculo traen este gas que fluye dentro del yacimiento hasta superficie como gas libre y este es añadido al gas en solución. Un estudio de fluido de yacimiento correctamente realizado permitirá obtener al ingeniero de yacimiento los datos necesarios que le permitirán realizar de manera apropiada un balance de materiales composicional. De esta manera podrá simular la producción de condensado retrógrado, así como también del petróleo proveniente del yacimiento. Reudelhuber y Hinds reportaron en sus estudios realizados que el recobro de líquidos usando la técnica de balance de materiales composicional puede ser hasta 4 veces mayor que utilizando la técnica de balance de materiales convencional. Jacoby y Berry reportaron que su incremento de este parámetro fue de 2,5 veces en el yacimiento que los mismos estudiaron.
Figura No. 2. Comparación Diagrama de Fase del Petróleo Volátil y el Gas Condensado
El estudio de Jacoby y Berry fue realizado en un yacimiento al norte de Luisiana, el cual fue descubierto a finales de 1953. Por la técnica de balance de materiales convencional predijeron que la producción del yacimiento iba a ser de 880.000 BN de petróleo, mientras que utilizando la técnica de balance de materiales composicional, el recobro último iba a ser de aproximadamente unos 2,2 MMBN de petróleo. En 1965, este yacimiento fue completamente depletado. Posteriormente Cordell y Ebert presentado un caso histórico de este yacimiento, demostrando que el recobro del yacimiento fue de 2,4 MMBN de petróleo. Este post mortem confirma que la técnica de balance de materiales composicional es una muy buena aproximación para predecir el comportamiento de estos yacimientos.
PVTLIB Calculo de propiedades PVT blackoil/composicional El cálculo de propiedades PVT, relacionadas con presión, volumen y temperatura, son una parte fundamental para la ingeniería de yacimientos y de producción. El programa PVTLIB calcula propiedades físicas para gas, crudo y agua a diferentes condiciones de presión y temperatura. Originalmente desarrollado por Chevron Petroleum Technology Company, PVTLIB calcula diferentes propiedades empleando una de las más extensas librerías disponibles en la industria sobre modelos empíricos o correlaciones para fluidos tipo ‘blackoil’ y dos Ecuaciones de estado para análisis composicional. Las propiedades PVT son fundamentales en una amplia variedad de cálculos en ingeniería de petróleos, tales como calculo de reservas con balance de materiales, correlaciones de perdida de presión y temperatura para flujo multifásicos y la ecuación de Darcy para flujo en medios porosos. Es muy importante tener la capacidad de calcular estas propiedades usando métodos modernos y validos para modelar correctamente las condiciones de flujo desde el yacimiento hasta las instalaciones de superficie.
Ventan a para selección de correlaciones Algunas de las más importantes características del programa son: • PVTLIB contiene más de 150 diferentes correlaciones PVT y dos ecuaciones de estado. Se tienen disponibles grupos de correlaciones recomendadas para crudo para aplicaciones particulares. También se puede seleccionar correlaciones individuales para construir su propio grupo o set de correlaciones • Los cálculos para fluido composicional se pueden hacer para una sola corriente de fluido o para gas y liquido por separado. Se pueden utilizar hasta 17 componentes, incluyendo seudo-componentes (hipotéticos), impurezas (CO2, H2S, N2) y agua. Las ecuaciones de estado que se utilizan son Redlich-KwongSoave (RKS) y Peng-Robinson (PR) • Se pueden emplear datos PVT medidos en laboratorio para comparar con las correlaciones • Los parámetros de la ecuación de Peng-Robinson, incluyendo valores omega, se pueden cambiar para ajustar valores calculados con datos medidos • Se pueden graficar y comparar propiedades calculadas con diferentes correlaciones en una sola gráfica. (Ver figura adjunta) • Los archivos de datos generados se pueden exportar a otras aplicaciones desarrolladas por IHS Energy, tales como OilWat/GasWat, Pipesoft-2, PERFORM y SubPUMP • Contiene numerosas gráficas de salida, incluyendo la envolvente de fases (phaseenvelope) para casos composicionales • Se pueden usar diferentes sistemas de unidades • Reportes de Recombinación y cálculos flash para casos composicionales
Soporte Técnico • El precio total incluye ayuda gratis durante el primer año
Comparac ión de correlaciones (Cálculo de Bo)
Fragmento extraído del paper: Engineering Applications of Phase Behavior of Crude Oil and Condensate Systems. Phillip L. Moses, SPE, Core Lab. Diagramas de Fase extraídas del libro: Fundamentos de Ingeniería de Yacimiento. Freddy Escobar. Editorial Universidad Surcolombiana
Escobar, F: Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos. Editorial Universidad Surcolombiana. Primera Edición. Neiva - Huila – Colombia.
