Pruebas 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.
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 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. 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-volumentemperatura (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 psia) Comportamiento de fases
Durante el proceso de extracción de los fluidos de un yacimiento, la reducción en la presión causa reajuste entre los volúmenes de gas y de petróleo que se encuentran en equilibrio
termodinámico.
En
mezclas
de
hidrocarburos
relativamente
libres
de
componentes pesados, es posible determinar la composición total y, basándose en las propiedades de los componentes individuales, calcular las condiciones de equilibrio entre la fase gaseosa y la fase liquida de cada componente, para luego determinar los volúmenes de cada fase a presión y temperatura en cuestión. Cuando el contenido de componentes más pesados que el hexano es considerable, este método no es aplicable y el procedimiento común es de medir experimentalmente los volúmenes de líquido y de gas en equilibrio. En la mayoría de los yacimientos petrolíferos, el liquido esta compuesto inicialmente de aproximadamente un cuarenta por ciento de componentes mas pesados que el hexano, por lo que es necesario medir las condiciones de equilibrio
experimentalmente.
Ahora
el
propósito
principal
es
de
presentar
el
comportamiento volumétrico para explicar su utilización en la ecuación de balance de materiales.
Para estudiar este comportamiento del sistema de gas natural – petróleo crudo, es más conveniente considerar primero las propiedades individuales del gas natural. Sin embargo, es importante recordar que el gas natural asociado con el petróleo esta compuesto por una mezcla de hidrocarburos y que el volumen de cada componente en el gas tiene que estar en equilibrio con cierto volumen del mismo hidrocarburo en el liquido a las presiones y temperaturas que existen en el yacimiento. Por lo tanto, el gas en realidad no es un componente puro de composición constante que se encuentra en solución en un líquido de composición constante.
Comportamiento Volumétrico del Sistema Gas Natural – Petróleo Crudo
El propósito de este tratamiento elemental del comportamiento del sistema gas natural – petróleo crudo, es obtener la información volumétrica requerida para utilizar la ecuación de balance de materiales. Esta información se reduce al volumen fiscal de gas que contiene en solución cada barril de petróleo fiscal, el volumen que ocupa en el yacimiento un barril de petróleo fiscal, más todo el gas que contiene en solución y el volumen que ocupa en el yacimiento un barril de petróleo fiscal mas todo el gas que contenía inicialmente en solución. Para estos factores, se usan, respectivamente, los términos Rs, Bo y Bt; donde Bt = Bo + (Rsi - Rs) * Bg. Todos estos factores son función de la presión y la temperatura, pero igual que para el caso del gas, se supone temperatura constante. Por lo tanto, los factores volumétricos relacionados con el sistema gas natural – petróleo se consideran funciones de la presión a la temperatura del yacimiento. En el laboratorio, solo es necesario medir los factores Rs y Bo ya que el factor Bt puede ser calculado fácilmente.
Para medir la solubilidad de una sustancia en otra, es necesario fijar las bases para la medida. En la industria petrolera, se acostumbra medir la solubilidad en términos de los pies cúbicos fiscales de gas que se encuentran en solución en un barril de petróleo fiscal a la temperatura existente en el yacimiento y a la presión en cuestión. Si a la presión inicial del yacimiento el petróleo contiene en solución todo el gas que a esa presión puede entrar en solución, se dice que el petróleo esta saturado. En ciertos casos, el petróleo no esta saturado, es decir, contiene en solución menos gas del que a esa presión puede contener. En esto casos, la presión del yacimiento se puede reducir en cierto valor sin que salga gas de solución. La cantidad de gas que un petróleo no saturado contiene en solución correspondería, en condiciones de equilibrio, a una presión inferior a la presión inicial. Esta presión se denomina presión de burbujeo. Reducciones en la presión por debajo de la presión de burbujeo resultan en la evolución de gas en solución. Es importante notar que si un petróleo esta o no saturado inicialmente depende exclusivamente de si existe o no suficiente gas para saturarlo. Por eso la gran mayoría de los yacimientos que tienen un casquete de gas inicial, contienen petróleo inicialmente saturado, ya que existe en el sistema un exceso de gas. Aun cuando es lógico suponer que a medida que la presión aumenta el volumen del petróleo debe disminuir, esto no es cierto si el petróleo esta en presencia de gas que pueda entrar en solución. El volumen que ocupa el gas que entra en solución es mayor que el efecto de compresión causado por el aumento en la presión. Cuando todo el gas disponible ha entrado en solución, si se aumenta la presión, se obtendrá la reducción en volumen a la cual se hizo referencia; es decir, en el caso de petróleos inicialmente no saturados, el aumento en volumen a medida que aumenta la presión continúa hasta la presión de burbujeo. A presiones mayores se obtiene una reducción en volumen. En La se representa gráficamente la forma general en que varia el factor Bo con la presión. Boa corresponde a la presión Pa si el petróleo esta saturado, también Bob corresponden Pb. Si el petróleo no esta saturado y Pb es al presión de burbujeo, entonces Boc corresponde a la presión inicial Pa en vez de Boa. En este último caso la reducción en volumen no es mas que la compresión de un liquido. La ecuación normalmente usada para representar cualquier compresión lineal es:
Vp = Vi * [1 - C (P – Pi)] donde Vp es el volumen a una presión P, Vi es el volumen a Pi, y C es el coeficiente de compresibilidad. Si “i” denota las condiciones iníciales y “b” las condiciones a la presión de burbujeo, la compresión del petróleo queda representada por la ecuación: Boi = Bob * [1 - C (P – Pi)] Por lo tanto C = Bob - Boi / [ Bob * (P – Pi)] y en general, el factor B a presiones mayores que la presión de burbujeo se puede obtener de la ecuación Bo = Bob * [1 - C (P – Pi)] En la figura se representa al factor de compresibilidad C en función de la gravedad específica del petróleo saturado. Esta se obtiene de la relación: (GE)ps = {[141,5 /(131,5 + D)] + 0,0002177 * GE * Rsi} / Bo donde: Rsi = gas en solución a Pi GE = gravedad especifica del gas. D = gravedad API del petróleo muerto. El factor Bt en realidad merece poca atención, ya que se puede calcular fácilmente de la ecuación que lo define. Solo se considera necesario hacer notar que cuando el petróleo no esta saturado, el factor Bt es igual al factor Bo para las presiones iguales y mayores a la presión de burbujeo. La cantidad de gas que contiene en solución un barril fiscal de petróleo a cierta presión y a la temperatura del yacimiento se obtiene en el laboratorio
midiendo el volumen fiscal de gas que sale de solución cuando se reducen las condiciones de la muestra a una atmosfera de presión y 60 °F. El problema que se presenta es que la cantidad de gas que sale de solución es función de la forma en que se reduce la presión. Este fenómeno se puede explicar fácilmente si se recuerda que el gas natural y el petróleo no son mas que las faces gaseosa y liquida de una mezcla de hidrocarburos. Si la reducción de la presión se obtiene aumentando el volumen ocupado por la muestra, entonces la composición total de la muestra no varia y todo el gas que ha salido de solución hasta cierta presión P esta en equilibrio con el liquido remanente. Si la presión se reduce extrayendo el gas que sale de solución, se cambia continuamente la composición total de la mezcla y es lógico que no sean iguales los volúmenes de gas que salen de solución, pues a la misma presión P que en el caso anterior la mezcla inicial de gas mas liquido no tendría la misma composición. Los dos métodos descritos para reducir la presión son los comúnmente usados en ele laboratorio para medir gas en solución. El primer método es de liberación instantánea y el segundo, de liberación diferencial. Cuando no se dispone de un análisis completo del comportamiento del sistema gas natural – petróleo crudo, es posible estimar la variación de Rs y Bo con la presión basándose en la siguiente información: temperatura del yacimiento, gravedad específica del gas y gravedad API del petróleo fiscal. Así mismo, se reproducen las siguientes correlaciones: Rs = A *GE * PB * e[ (C * D) /(T + 460)] donde: D = gravedad API GE = gravedad especifica del gas T = Temperatura P = presión (lpc) A = 0,0362; B = 1, 0937; C = 25,724
Para obtener el factor volumétrico: Bo = (1 / GE) * [GE + A * (T – 60) * D + [B * GE + (T – 60) * D] * Rs] Si D ≤ 30°: A = 0, 00001751; B = 0, 0004677; C = -1,811E-08 Si D ≥ 30°: A = 0, 000011; B = 1, 9037; C = 1,377E-09 En al ecuación de balance de materiales, aparece en término (Rp – Rsi). A P = Pi y tiempo cero, este termino debe tener el valor de cero; por lo que el valor Rp debe ser igual a al relación gas petróleo inicial de la primera prueba de producción. Influjo de agua
Una gran cantidad de yacimientos de petróleo y gas tienen un acuífero asociado que representa una fuente importante de energía de yacimiento, dicha energía provee un mecanismo de empuje para la producción de fluidos cuando los yacimientos son sometidos a producción. Se cree que el gran número de yacimientos con empuje de agua esta relacionado con el origen marino de muchos yacimientos Cuando se tienen yacimientos en donde el volumen del acuífero es menos de 10 veces el volumen del yacimiento, el mecanismo de empuje por agua es considerado pequeño mientras que Si el tamaño del ácuifero es significativamente mayor (> 10x), el mecanismo de empuje por agua puede ser la principal fuente de energía del yacimiento Al disminuir la presión del yacimiento, se crea un diferencial de presión a través del contacto agua-petróleo (agua-gas) y en consecuencia, el acuífero reacciona porporcionando los siguientes mecanismos de empuje: • Expansión del agua en el acuífero • Reducción del volumen poroso del acuífero causado por examnsión de la roca • Expansión de otros yacimientos a través de acuíferos comunes • Flujo artesiano
Reconocer un empuje de agua Para reconocer el empuje de agua se puede saber a través de la disminución de la tasa de declinación de presión con incremento del vaciamiento acumulado, con un incremento gradual de la relación gas-petróleo (RGP) en yacimientos inicialmente saturados, balance de materiales a través del método de Campbell, entre otras. Clasificación de los acuíferos Estos se pueden clasificar según: Grado de mantenimiento de presión Condición de borde externo Regímenes de flujo Geometrías de flujo Grado de mantenimiento de presión Los tipos de empuje por agua son: Activo el influjo de agua es igual al yacimiento total La presión permanace constante Parcial Limitado Condición de borde externo Infinito El efecto de la declinación de presión no se siente en el borde externo. La presión en el borde externo es igual a pi Finito El efecto de la declinación de presión se siente en el borde externo. La presión en el borde externo cambia en función del tiempo Regímenes de flujo
Existen tres regimenes de flujo que influencian la tasa de influjo de agua hacia el yacimiento: Estado estable La caída de presión se transmite en todo el yacimiento y el acuífero reacciona en forma instantánea Estado inestable La caída de presión se transmite en todo el yacimiento y el acuífero reacciona en forma gradual Geometrías de flujo Los sistemas yacimiento-acuífero se pueden clasificar con base a las geometrías de flujo como:
Empuje lateral Empuje lineal Empuje de fondo
