Durante la producción de gas condensado desde el yacimiento hasta los separadores ocurre separación gas – gas – líquido 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: 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 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.
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 de burbujeo 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 poca cantidad 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 liberación diferencial 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 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.
