República Bolivariana de Venezuela Ministerio del Poder Popular Para la Educación Universitaria Universidad Bolivariana de Venezuela
Programa De Formación Hidrocarburos “PETRÓLEO” Maturín Edo. Monagas Unidad Curricular: Yacimiento I
Profesora: Eliami S. Rodríguez V. V.
Integrantes:
Alfredo Jiménez C.I: 9.867.037 Ramírez, José C.I: 21.350.166 Padrón, Darwin C.I: 19.080.918 Ángel Serrano C.I: 21.251.105 Carlos Blanco C.I: 16.938.232 “Sección: 05”
Noviembre de 2012. Introducción 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. Como consecuencia de cálculos y mucho estudio se dan estos métodos importantísimos a la hora de la extracción de hidrocarburos, como los análisis o pruebas pvt que se realizan con la finalidad de conocer las características del yacimiento para así poder escoger el método más apropiado de producción y así como también identificar otros parámetros importantes para la cuantificación y cálculo del volumen de hidrocarburos en el reservorio. Entraremos dentro de lo que son también los tipos de análisis o pruebas PVT, como, liberación diferencial, liberación instantánea, pruebas de separadores, Prueba CCE (Constant Composition Expansion), Prueba CVD (Constant Volumen Depletion). Observaremos que las pruebas 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.
Desarrollo Análisis PVT: se llevan a cabo con el propósito de estudiar 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.
Tipos de Pruebas PVT:
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’:
( ) 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 de burbujeo.
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 hasta alcanzar 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. 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 gas-líquido 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. El procedimiento experimental para este tipo de prueba es explicado paso a paso a continuación: Paso 1. Se necesita una muestra representativa del yacimiento que se quiera estudiar, tal muestra debe ser medida y pesada además de tener el conocimiento de su factor Zi, la muestra será cargada en una celda donde se pueda visualizar fácilmente, todo esto en condiciones donde el crudo esté en su presión de rocío (la presión a la cual se obtiene la primera gota de liquido de un gas) que se denotará Pd. El volumen inicial del condensado Vi se tendrá como un volumen de referencia y la temperatura en la celda será la del yacimiento y se mantendrá igual durante todo
el experimento. Este primer paso está representado gráficamente en la parte “a” del siguiente grafico.
Paso 2. El factor real de compresibilidad Z del gas es calculado por la ecuación de gases reales,
Donde: Pd= presión de rocío. Vi= volumen inicial de gas. ni= número inicial de moles de gas. R= constante de los gases. T= temperatura. Zd= factor de compresibilidad del gas a la presión de rocío. Paso 3. Se reduce la presión en la celda desde la presión de saturación hasta una predeterminada P, esto se puede hacer si en la celda desde el inicio se coloca cierto volumen de mercurio y luego se va retirando poco a poco, lo que hace que se reduzca la presión, como se repre senta en la parte “b” de la grafica anterior. Durante este proceso se notará la aparición de una fase liquida formada por condensación retrograda, una vez aparecido tal volumen liquido (Vl) se espera cierto tiempo a que alcance el equilibrio con el volumen gaseoso (Vg) y se procede a hacer una medición visual de las fases dentro de la celda y se reporta el volumen de líquido como un porcentaje del volumen inicial Vi lo que representa la saturación de liquido retrogrado (Sl). Matemáticamente se expresa como: Paso 4. Se reinyecta el volumen de mercurio originalmente extraído dentro de la celda a una temperatura P constante mientras que al mismo tiempo se va retirando un volumen de gas equivalente. Cuando se alcanza el volumen inicial Vi se detiene la reinyección del mercurio como se ilustra en la parte “c” de la figura arriba. Este paso
tiene suma importancia pues es el que reproduce las características de un yacimiento que produce solo gas y que deja inmóvil dentro del yacimiento el líquido que de él se produce por condensación. Paso 5. El gas removido es llevado a un equipo especial para determina su composición (yi), su volumen es medido a condiciones estándar y denotado como (Vgp)sc. Se puede calcular la cantidad de moles del gas producido utilizando la ecuación de gases reales. Paso 6. En este punto de la prueba se pueden calcular ciertos datos, entre los más importantes se tiene la determinación de la constante de compresibilidad del gas a las presiones y temperaturas de la celda. Más importante aun es la determinación de Z bifásico o el factor de compresibilidad bifásico que es el factor de compresión en conjunto tanto del gas y el líquido retrogrado dentro de la celda. Este dato se obtiene matemáticamente haciendo:
Donde: (ni-np)= cantidad de moles de la muestra remanente en la celda. ni= moles iniciales en la celda. np= moles acumulados de gas removido. Este Z bifásico es de suma importancia a la hora de realizar graficas de evaluación de producción de yacimientos con características de gas condensado. El procedimiento experimental anterior se repite tantas veces como sea necesario hasta alcanzar la presión mínima deseada, en donde se puede determinar la composición y cantidad del gas y líquido retrogrado finales en la celda. El mismo procedimiento puede ser realizado en una muestra de crudo volátil, en tal caso la celda contendrá inicialmente líquido en vez de gas esto a una presión por debajo a la de burbujeo.
Conclusión
Los análisis PVT son absolutamente necesarios ya que 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. Es indispensable 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. Sus aplicaciones van fundamentalmente en los 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.
Bibliografía
http://yacimientos-de-petroleo.lacomunidadpetrolera.com/2008/01/anlisispvt.html http://industria-petrolera.lacomunidadpetrolera.com/2009/01/analisis-yresultado-de-pruebas-pvt-en_11.html
http://ingenieria-de-yacimientos.lacomunidadpetrolera.com/2008/10/anlisispvt-pruebas-de-laboratorio.html http://hbpetroleum.blogspot.com/2009/09/parametros-y-pruebas-pvt.html
http://sn114w.snt114.mail.live.com/default.aspx?rru=inbox#n=497982468&rru =inbox&fid=1&fav=1&mid=0c66617e-31ab-11e2-aa3f-001e0bcce2e6&fv=1 https://www.google.co.ve/#hl=es&output=search&sclient=psyab&q=analisis+de+pruebas+pvt&oq=ana&gs_l=hp.3..35i39j0l3.4989.5269.0.8 250.3.3.0.0.0.0.2766.3951.5-2j91.3.0...0.0...1c.1.pE51eQjI_lQ&pbx=1&bav=on.2,or.r_gc.r_pw.r_cp.r_qf.&fp=cd 12d527675d4e0d&bpcl=38625945&biw=1280&bih=657
https://www.google.co.ve/#https://www.google.co.ve/blank.html Reservoir Engineering Handbook de Ahmed Tarek, paginas 170-173.
