Pruebas de Laboratorio Pvt

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6. PRUEBAS DE LABORATORIO PVT

Ing. ng. Ja Javi vieer Andr Andréés Martí artíne nezz P. 10/11/2016

Curso de Comportamiento de Fases - 2016

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INTRODUCCION Para realizar realizar estudio estudioss de yacimiento yacimientoss y para planificar planificar adecu decuad adaamente ente el desa desarr rroollo llo de los los mism ismos, os, el inge ingeni nier eroo de petr petról óleo eoss nece necesi sita ta cono conoce cerr como como se compo comporta rtann volumét volumétric ricame amente nte los fluidos fluidos dentro dentro del yacimiento, dentro de los pozos y en condiciones de superficie. Como tal comportamiento depende de la presión (P), volumen (V) y temperatura (T) se deben determ determina inarr las dife diferen rentes tes propie propiedad dades es físicas físicas de de los fluid luidoos en un amplio rango ngo de temperaturas y presiones. presiones. Estas Estas propiedades propiedades se identific identifican an a partir de pruebas experimentales conocidas como análisis PVT. 10/11/2016


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INTRODUCCION Adicionalmente, Adicionalmente, también se debe conocer cómo cambian las propiedades originales del yacimiento a medida que varía la comp compos osic ició iónn de la mezcl mezclaa de hidr hidroc ocar arbu buro ross debi debido do a la producción del yacimiento. Las pruebas Presión/Volumen/Temperatura (PVT) son una serie de procedimientos de laboratorio diseñados para obtener obt ener valores de cier cierta tass prop propie ieda dade dess físi física cass de gran gran impo import rtan anci ciaa en los los cálculos de la ingeniería de petróleos. Dentro de esta serie de pruebas pruebas de laboratori laboratorioo encontramo encontramos: s: Análisis Análisis composici composicional onal,, separació separaciónn multietap multietapas, as, expansión expansión a composic composición ión constante constante (CCE), Expansión-Liberaci Expansión-Liberación ón diferencial (DLE), y Agotamiento Agotamiento a volumen constante (CVD). 10/11/2016


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INTRODUCCION En general se puede señalar que las propiedades PVT permiten predecir: El cambio en la composición de la corriente de flujo como función de tiempo. El diseño del completamiento, el cual depende de las propiedades de los fluidos en el pozo. El efecto de la re-inyección de gas. Los efectos de miscibilidad. La concentración de H2S y N2 en el gas producido. La Predicción de reservas de gas y aceite. El cálculo del factor de Recobro. 10/11/2016


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INTRODUCCION Adicionalmente, Adicionalmente, también se debe conocer cómo cambian las propiedades originales del yacimiento a medida que varía la comp compos osic ició iónn de la mezcl mezclaa de hidr hidroc ocar arbu buro ross debi debido do a la producción del yacimiento. Las pruebas Presión/Volumen/Temperatura (PVT) son una serie de procedimientos de laboratorio diseñados para obtener obt ener valores de cier cierta tass prop propie ieda dade dess físi física cass de gran gran impo import rtan anci ciaa en los los cálculos de la ingeniería de petróleos. Dentro de esta serie de pruebas pruebas de laboratori laboratorioo encontramo encontramos: s: Análisis Análisis composici composicional onal,, separació separaciónn multietap multietapas, as, expansión expansión a composic composición ión constante constante (CCE), Expansión-Liberaci Expansión-Liberación ón diferencial (DLE), y Agotamiento Agotamiento a volumen constante (CVD). 10/11/2016


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INTRODUCCION En general se puede señalar que las propiedades PVT permiten predecir: El cambio en la composición de la corriente de flujo como función de tiempo. El diseño del completamiento, el cual depende de las propiedades de los fluidos en el pozo. El efecto de la re-inyección de gas. Los efectos de miscibilidad. La concentración de H2S y N2 en el gas producido. La Predicción de reservas de gas y aceite. El cálculo del factor de Recobro. 10/11/2016


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INTRODUCCION La toma de decisiones técnico-económicas para la producción de yacimientos. El proveer variables para el diseño de facilidades de superficie. La predicción del comportamiento del yacimiento hacia el futuro. La determinación experimental de las condiciones óptimas de separación. Las cantidades y composiciones de los líquidos que que quedan dan en el yacim acimie ient ntoo y sus prop propie ieda dade des: s: dens densid idad ad,, tens tensió iónn supe superf rfic icial ial,, visc viscos osida idad, d, entr entree otras. 10/11/2016


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INTRODUCCION Ahora bien, para poder obtener un buen estimado de las propiedades de los fluidos del yacimiento, es necesario asegurarse de contar con muestras realmente representativas de ellos y de que que sean analiz analizadas adas adecuadament adecuadamentee en los laboratorios. Sin embargo, con algunos hidrocarburos resulta difícil obtener muestras de calidad para pruebas PVT, en especial con los fluidos que se encuentran cerca del punto crítico y con los crudos pesados con alto contenido de asfaltenos.

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INTRODUCCION Laboratory Analysis

Oils

Gas Condensates

Bottomhole sample ● ○ Recombined composition ○ ● + C7 TBP distillation ○ ○ + C7 simulated distillation ○ ○ ● ● Consta Constantnt-com compos positi ition on expans expansion ion (CCE) Multistage surface separation ● ○ Differential separation (DLE) ● N CVD ○ ● Multicontact gas injection ○ ○ ● = standard, ○ = can be performed, and N = not performed 10/11/2016


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ANÁLISIS PVT DE PETRÓLEO Los análisis PVT usualmente realizados a yacimientos de petróleo son:

1) Análisis composicional 2) CCE 3) Liberación Diferencial 4) Prueba de separación multietapas. El CCE determina la presión de burbuja y las propiedades volumétricas de un aceite subsaturado. También nos da el comportamiento volumétrico de las dos fases por debajo del punto de burbuja; sin embargo, estos son muy poco usados. 10/11/2016


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ANÁLISIS PVT DE PETRÓLEO La prueba de Liberación Diferencial y de separador son usados juntos para calcular las propiedades tradicionales, Bo y R s, para cálculos de ingeniería de yacimientos. Ocasionalmente en vez de realizar un estudio de Liberación Diferencial se realiza un CVD cuando se trata de petróleos volátiles. También, la fracción C7+ puede ser separada en un número de carbonos sencillos desde C7 aproximadamente hasta C20+ por un análisis TBP o una destilación simulada.

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ANÁLISIS PVT DE GAS CONDENSADO El programa estándar de experimentos para gas condensado incluye:

1) Análisis composicional recombinado 2) CCE 3) CVD Los datos del CCE y CVD son medidos en una celda de alta presión donde la presión de rocío es obtenida visualmente. Volumen/presión total y el comportamiento del líquido son medidos mediante la prueba CCE. 10/11/2016


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ANÁLISIS PVT DE GAS CONDENSADO Los volúmenes de las fases que definen el comportamiento retrogrado son medidos en la prueba CVD junto con el factor Z y la composición del gas producido. Opcionalmente, se puede realizar una prueba de separación multietapas, un análisis TBP ó una destilación simulada del C7+.

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MUESTREO DE FLUIDOS Las propiedades PVT se determinan normalmente en el laboratorio utilizando una muestra de fluido del yacimiento, la cual puede obtenerse de dos formas: 1. Con equipo especial de muestreo (tomamuestras) que se baja al fondo del pozo para recoger la muestra en condiciones de yacimiento.

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MUESTREO DE FLUIDOS 2. Tomando muestras de gas y petróleo en la superficie y mezclándolas en las debidas proporciones de acuerdo con la relación gaspetróleo (RGP) medida al tiempo de muestreo. Sea cual fuera el método utilizado, se recomienda obtenerla al comienzo de la vida productiva del yacimiento, ya que de esta forma será más representativa de la composición del fluido original. 10/11/2016


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MUESTREO DE FLUIDOS Previo a la toma de cualquier muestra, se debe seleccionar el pozo y prepararlo para ello. Entre las consideraciones que deben tomarse, se tienen: 1. El pozo debe ser lo más reciente posible. Esto hace que se minimicen los efectos del gas libre existente en el yacimiento e incrementa la posibilidad de que la composición de sus fluidos no haya experimentado muchos cambios. 10/11/2016


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MUESTREO DE FLUIDOS 2. El pozo debe tener el mayor índice de productividad posible, a fin de mantener alta la presión en las cercanías del pozo y evitar los problemas antes mencionados. 3. Es recomendable que el pozo no produzca agua. Si no existen pozos de este tipo, debe tenerse un cuidado especial en la ubicación de los equipos toma muestras de la prueba. 10/11/2016


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MUESTREO DE FLUIDOS 4. Deben probarse varios pozos con diferentes tasas de producción para determinar la presión de fondo fluyente a tales tasas. Esto permitirá determinar cuál de ellos tiene la presión de flujo estabilizada más alta a una tasa de producción estabilizada.

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MUESTREO DE FLUIDOS 5. Debe seleccionarse el pozo que posea una relación gas-petróleo estable, para lo cual es importante el análisis de su historia de producción que indicará los cambios de la RGP o de producción. Los cambios en esta relación son indicios de cambios de saturación en las cercanías del pozo, lo cual hará imposible la obtención de una muestra representativa.

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MUESTREO DE FLUIDOS Existen tres formas diferentes para obtener las muestras de los fluidos de un yacimiento, las cuales son: MUESTRAS DE FONDO Para tomar este tipo de muestra es necesario que una vez seleccionado el pozo, se proceda a su preparación, para lo cual se requiere cierto tiempo que varía según su historia y su capacidad de producción. 10/11/2016


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MUESTREO DE FLUIDOS Con el objeto de obtener la presión de fondo fluyente más alta, el pozo debe producirse por un tiempo a la tasa de flujo más baja que pueda mantener y hasta que se haya estabilizado la RGP de producción. Es recomendable alcanzar la menor saturación de gas posible en las cercanías del pozo y, de ser factible, que ésta sea la saturación inmóvil del gas. 10/11/2016


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MUESTREO DE FLUIDOS El tiempo necesario para esta operación varía entre un par de horas y varios días, dependiendo de la productividad del pozo y de la saturación de gas libre en el momento de comenzar su preparación. El fluido que entra al pozo se encuentra en las condiciones de equilibrio que existen en el fondo. 10/11/2016


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MUESTREO DE FLUIDOS Se recomienda correr un registro de producción con un medidor continuo de flujo y un densímetro para determinar el punto de mayor entrada de flujo y los posibles contactos gas-petróleo y agua-petróleo. Una vez que se tenga esta información, se selecciona la profundidad a la cual se ubicará el tomamuestras, lo que debe hacerse en la zona de mayor flujo de petróleo. 10/11/2016


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MUESTREO DE FLUIDOS Realizado lo anterior, se introduce el toma muestras con la ayuda de un cable, se ubica a la profundidad deseada y se activa su cierre desde la superficie con el objeto de obtener y mantener la muestra bajo presión. Algunos de los problemas que pueden presentarse en la toma de la muestra son los siguientes: 10/11/2016


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MUESTREO DE FLUIDOS 1. Se encuentra gas libre en la cámara. Esto se puede detectar por una reducción de la presión y de la temperatura de la cámara, desde la temperatura de fondo o de flujo a la temperatura ambiente de la superficie. 2. Al determinar la presión de saturación, mediante inyección de agua o de mercurio, ésta resulta mayor que Pwf. 10/11/2016


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MUESTREO DE FLUIDOS En este caso es posible que se haya recolectado gas libre en el fondo o que se haya perdido petróleo durante su desplazamiento desde el fondo hasta la superficie. 3. La presión de saturación que se obtiene es ligeramente inferior a la presión del yacimiento, aun cuando esté a presión de burbujeo. 10/11/2016


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MUESTREO DE FLUIDOS MUESTRAS RECOMBINADAS En este procedimiento la toma de muestras se efectúa en el separador de superficie y posteriormente, en el laboratorio, se recombinan los fluidos en las mismas proporciones que existían en las pruebas de producción que se hayan efectuado. Al tomar las muestras se debe estar seguro de obtener los volúmenes necesarios de cada una de ellas para poder recombinarlas en la relación que se requiere. 10/11/2016


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MUESTREO DE FLUIDOS Esta precaución debe observar se especialmente cuando se recolecta la fase gaseosa, debido al alto volumen de gas necesario para ser disuelto en el petróleo. Además de las muestras, se necesita la siguiente información complementaria: 1.Volumen del petróleo en el separador y en el tanque de almacenamiento 2.Temperatura y presión del separador 10/11/2016


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MUESTREO DE FLUIDOS 3.Temperatura y presión del tanque almacenamiento 4. Gravedad específica del petróleo 5. Relación gas-petróleo de producción 6. Gravedad específica del gas 7. Temperatura del fondo del pozo 8. Presión fluyente del pozo

de

Con esta información es posible efectuar una recombinación de las muestras que sean representativas del yacimiento. 10/11/2016


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MUESTREO DE FLUIDOS Este método es excelente cuando el pozo está fluyendo a una presión mayor que la presión de burbujeo de los fluidos del yacimiento. Si la presión de fondo fluyente es menor, se produce gas libre y la presión de burbujeo obtenida en el laboratorio será mayor que la original del yacimiento. El ingeniero de yacimientos puede detectar esta anomalía y corregirla tomando en cuenta pruebas anteriores y la historia de producción del yacimiento. 10/11/2016


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MUESTREO DE FLUIDOS MUESTRAS DE FLUJO Este procedimiento se aplica básicamente a la toma de muestra en pozos productores de condensados. Para realizarlo se requiere la misma preparación de los pozos y la misma información que en el método de recombinación de muestras; la presión y la temperatura juegan un papel importante y, por ello, es necesario conocer su medida en el punto donde se tomó la muestra. 10/11/2016


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MUESTREO DE FLUIDOS Este método utiliza un tubo de diámetro pequeño que se introduce en el centro de la tubería de flujo del pozo, punto donde existe la mayor velocidad de flujo. El fluido que pasa por dicho tubo es desviado a un separador auxiliar o a un recipiente para tomar muestras. Se trata de un método rápido que, unido a un pequeño separador, puede dar buenos resultados con medidas efectuadas en el campo.

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MUESTREO DE FLUIDOS La muestra puede almacenarse en el envase toma muestra y, en este caso, su manipulación es similar a la toma de muestra en el fondo del pozo. También se pueden tomar muestras separadas de gas y líquido para tratarlas como en el método de recombinación de muestras. El procedimiento pierde su exactitud cuando los pozos producen con alto contenido de líquido, pues los líquidos se distribuyen a lo largo de la tubería y no fluyen distribuidos uniformemente en el gas, lo cual ocasiona que no sean recogidos cuando el tubo toma muestra se ubica en el centro de la tubería. 10/11/2016


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ANÁLISIS DE COMPOSICIÓN Determinar la composición de cada uno de los cientos de diferentes especies químicas presentes en el petróleo es imposible. En todos los casos las composiciones de los componentes livianos son determinadas, y los componentes pesados son agrupados en un solo componente (normalmente C7+). Este componente consiste en cientos de diferentes especies químicas. Los estudios PVT son usualmente realizados a una o mas muestras tomadas durante las pruebas de producción. 10/11/2016


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ANÁLISIS DE COMPOSICIÓN Las muestras de fondo de pozo pueden ser obtenidas por wireline con un contenedor de alta presión durante una prueba de producción o un periodo de cierre. Las muestras de fondo de pozo son las preferidas para yacimientos de aceite, mientras que las muestras recombinadas son tradicionalmente usadas para yacimientos de gas condensado. La ventaja de las muestras de separador es que ellas pueden se recombinadas en varias proporciones obteniendo la presión de burbuja deseada. 10/11/2016


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ANÁLISIS DE COMPOSICIÓN En el pasado, las composiciones de los fluidos del yacimiento se analizaban incluyendo la separación del metano hasta el hexano, con los heptanos y componentes más pesados agrupados como un solo componente, C7+,y reportados con un peso molecular y una densidad promedio.

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ANÁLISIS DE COMPOSICIÓN Hoy en día, el desarrollo de ecuaciones de estado (EOS) más refinadas, ha hecho necesaria una descripción más completa de los componentes más pesados y, en este sentido, se recomienda que el análisis composicional de los fluidos del yacimiento incluya la separación de los componentes hasta el decano como mínimo; incluso en algunos casos se requieren composiciones hasta el C30 o mayores. 10/11/2016


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PRUEBAS DE SEPARADOR Con esta prueba se trata de simular lo que ocurre en los separadores de campo. Para tal efecto, se carga una muestra en una celda a presión de yacimiento y, luego, se descarga a un sistema de separadores de una, dos y tres etapas cada una a diferentes presiones, tal como se muestra en la siguiente Figura. En cada etapa se separa el gas del líquido y se miden el volumen del gas y el del líquido remanente. Con esta información se pueden calcular la relación gas-petróleo en cada etapa de separación y el factor volumétrico del petróleo bajo este esquema. 10/11/2016


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PRUEBAS DE SEPARADOR Gas

Gas

Liquid Separator Tanque de almacenamiento

Hg

Liquid P = Pb 10/11/2016


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PRUEBAS DE SEPARADOR Mediante esta prueba se determinan los cambios en el comportamiento volumétrico de los fluidos del yacimiento a medida que pasan a través de los separadores y llegan al tanque de almacenamiento. El comportamiento volumétrico final está influenciado por las condiciones de operación, esto es, las presiones y las temperaturas de las facilidades de separación en superficie. 10/11/2016


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PRUEBAS DE SEPARADOR Su objetivo principal es proveer la información esencial de laboratorio necesaria para determinar las condiciones óptimas de separación, las cuales maximizarán la producción de petróleo en el tanque. Además, sus resultados, combinados con los datos de liberación diferencial, proporcionan una forma de obtener los parámetros PVT (Bo, Rs y Bt) requeridos por los ingenieros de petróleo en sus cálculos. Conviene señalar que estas pruebas de separadores se llevan a cabo solamente en el petróleo original al punto del burbujeo. 10/11/2016


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PRUEBAS DE SEPARADOR Dichas pruebas se realizan colocando una muestra de hidrocarburos en una celda PVT, cuyo volumen se mide como Vsat. Luego se desplaza y somete a la prueba de liberación instantánea a través de un sistema de separación de múltiples etapas, comúnmente de una a tres etapas, cuya presión y temperatura se fijan para representar las condiciones de separación de las facilidades de superficie.

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PRUEBAS DE SEPARADOR El gas liberado de cada etapa se remueve y se le determina la gravedad específica y el volumen en condiciones normales. El volumen del petróleo remanente en la última etapa, que representa las condiciones de tanque, se mide y se denota como (Vo)sc. Estas medidas experimentales se usan para determinar el factor volumétrico del petróleo en la formación y la solubilidad del gas a la presión de burbujeo, por medio de las siguientes relaciones:

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PRUEBAS DE SEPARADOR

Donde Bofb es el factor volumétrico del petróleo al punto de burbujeo en BY/BN; R sfb, la razón gaspetróleo en solución al punto de burbujeo, medida en la prueba de liberación instantánea en PCN/BN; y (Vg)sc, el volumen total de gas removido de los separadores en PCN. 10/11/2016


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PRUEBAS DE SEPARADOR Este procedimiento se repite para las diferentes presiones de separación a una temperatura dada. Generalmente se recomienda que en la cuarta etapa se determine la presión óptima de separación que corresponde al menor valor del factor volumétrico del petróleo en la formación. A esta misma presión, la gravedad del petróleo en condiciones normales será máxima, y el gas total separado, esto es, el gas en el separador y el gas en el tanque de almacenamiento, será mínimo. 10/11/2016


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PRUEBAS DE SEPARADOR Ejemplo: Prueba de Separadores de dos etapas a 75°F

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PRUEBAS DE SEPARADOR Ejemplo: Datos Separadores

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de

una


Prueba

de

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PRUEBA CVD Generalmente consiste en una serie de expansiones y desplazamiento a presión constante de la mezcla recombinada, de tal manera que en el volumen de gas más líquido acumulado en la celda permanece constante al finalizarse cada desplazamiento. El gas retirado a presión constante es llevado a un laboratorio de análisis donde se mide su volumen y se determina su composición. Los factores de compresibilidad (Z) del gas retirado y de la mezcla bifásica (gas + liquido) remanentes en la celda y el volumen de líquido depositado en el fondo de a celda se deben determinar a cada presión. 10/11/2016


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PRUEBA CVD Este proceso es continuado hasta alcanzar la presión de abandono a ese momento se analizan las fases líquidas y gaseosa remanentes en la celda. Un balance molar permite comparar la composición del fluido original en la calculada en base a los fluidos remanentes y producidos, lo cual a su vez permite observar si las medidas son exactas.

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PRUEBA CVD Gas off

gas

gas

gas

gas

gas

oil oil Hg Hg

oil

Hg

oil

Hg P1 = Psat

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P2 < Psat

Hg P2 < Psat

P2

P3 < P2
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PRUEBA CVD La prueba CVD proporciona 5 importantes medidas de laboratorio las cuales pueden ser usadas en una variedad de predicciones en ingeniería de yacimientos. Estas medidas son: Presión de Rocío Cambios de composición de la fase gaseosa con el agotamiento de la presión. Factor de compresibilidad a la presión y temperatura del yacimiento. Recobro de los hidrocarburos «in-situ» a cualquier presión. Acumulación del condesado retrógrado (Saturación de líquido). 10/11/2016


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PRUEBA CCE Esta prueba comúnmente conocida como prueba de presión-volumen permite medir el volumen total relativo por un proceso de equilibrio o de liberación instantánea y se lleva a cabo en petróleos crudos o de gas condensado. El objetivo de esta prueba es determinar: Presión de saturación (presión de burbujeo o del punto de rocío)

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PRUEBA CCE Coeficientes de compresibilidad isotérmica de fluidos de una sola fase por encima de la presión de saturación Factores de compresibilidad de la fase gaseosa Volumen total de hidrocarburos en función de presión

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PRUEBA CCE El procedimiento experimental, tal como se muestra en la siguiente Figura, consiste en colocar una muestra de hidrocarburo (petróleo o gas) en una celda visual PVT a la temperatura del yacimiento y a una presión por encima de su presión inicial. La presión de la celda se disminuye a temperatura constante al ir removiendo mercurio a pequeños intervalos de la celda, incrementando así el espacio disponible para el fluido. Se mide el cambio en el volumen total de hidrocarburos, Vt, para cada incremento de presión. 10/11/2016


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PRUEBA CCE P> > P b Vt

P > Pb

oil Vt

oil

P = Pb Vt

oil

P < Pb Vt

P << P b

gas Vt

gas

oil Hg

Hg

Hg Hg

oil Hg

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PRUEBA CCE Este procedimiento se continúa hasta observar un cambio brusco en la pendiente del gráfico de presión versus volumen. Este cambio ocurre cuando el gas en solución comienza a liberarse y, por lo tanto, indica la presión de saturación del sistema, (Psat = Pb). El volumen correspondiente, V ob , se mide y registra para utilizarlo como referencia. El volumen del sistema de hidrocarburos en función de la presión de la celda se re porta como el cociente del volumen de referencia. Éste se denomina volumen relativo y se expresa matemáticamente por la siguiente ecuación:

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PRUEBA CCE Donde Vrt es el volumen relativo; V t , el volumen total del sistema de hidrocarburos; y Vob, el volumen a la presión de saturación. Después que el gas comienza a liberarse, la celda se agita regularmente para asegurar que el contenido se encuentre en equilibrio, pero, y esto es importante, no debe removerse de ella ningún líquido ni gas. Luego de obtener el equilibrio se registra la presión resultante. 10/11/2016


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PRUEBA CCE El proceso continúa, midiendo en cada paso el volumen total del sistema de hidrocarburos en función de la presión de la celda. Este volumen se denomina volumen total, Vt, ya que, a presiones por debajo del punto de burbujeo, incluye ambas fases: gas y petróleo. Los datos reportados se expresan como volumen relativo total y se utilizan para calcular el factor volumétrico total o bifásico. En este proceso se construye un gráfico de Vt en función de la presión. 10/11/2016


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PRUEBA CCE

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PRUEBA CCE En la figura anterior se observa que el volumen relativo es igual a uno a la presión de saturación. Es importante señalar que como no se remueven hidrocarburos de la celda, la composición total de la muestra no cambia durante el proceso. Frecuentemente, los datos de volumen relativo requieren ser ajustados para corregir las inexactitudes que se cometen en el laboratorio al medir el volumen total de hidrocarburos justamente por debajo de la presión de saturación y, también, a bajas presiones. 10/11/2016


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PRUEBA CCE Para tal fin se utiliza la función adimensional conocida como Función Y, cuya ex presión matemática se define solamente para presiones por debajo de la presión de saturación y es como sigue:

Donde Psat es la presión de saturación en Psia; P la presión en Psia; y Vrel, el volumen relativo a la presión P. 10/11/2016


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PRUEBA CCE Para ajustar los datos de volumen relativo por debajo de la presión de saturación, la Función Y se representa en función de la presión en un sistema cartesiano. Cuando se construye el gráfico, esta función forma una línea recta o tiene solamente una pequeña curvatura. La Figura siguiente muestra la Función Y versus la presión para un sistema cuya gravedad API es 34,6°. Obsérvese el comportamiento errático de los datos cercanos a la presión en el punto de burbujeo por las dificultades en la medición de pequeños volúmenes de gas a dichas presiones. 10/11/2016


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PRUEBA CCE Los siguientes pasos resumen el procedimiento para corregir los datos de volumen relativo: • Paso 1: calcular la Función Y para todas las presiones por debajo de la presión de saturación, usando la ecuación anterior. • Paso 2: Representar la Función Y versus presión en sistema cartesiano. • Paso 3: Determinar los coeficientes que fijan la mejor línea recta, o sea: 10/11/2016


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PRUEBA CCE donde a y b son el intercepto y la pendiente de la línea recta, respectivamente. • Paso 4: Recalcular los volúmenes relativos para todas las presiones por debajo de la presión de saturación usando la siguiente expresión:

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PRUEBA CCE

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PRUEBA CCE Muestras de Gas Condensado Los datos CCE para un gas condensado usualmente incluyen volumen total relativo, Vrt, definido como el volumen de gas o mezcla de gas-aceite dividido por el volumen en el punto de rocío. Los factores Z son reportados a presiones mayores e iguales al punto de rocío. 10/11/2016


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PRUEBA CCE Recíprocamente el FVF del gas húmedo, b gw, es reportado a la presión de rocío y presión inicial del yacimiento, donde estos valores representan el volumen de gas equivalente o gas húmedo a condiciones estándar producido a partir de 1 bbl de gas de yacimiento

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PRUEBA CCE Muchos experimentos CCE son realizados en una celda visual para gas condensado, y los volúmenes relativos de aceite (condensado), v , son reportados a presiones por debajo del punto de rocío. v normalmente es definido como el volumen de aceite dividido por el volumen total de gas y aceite, algunas veces algunos reportes definen v como el volumen de aceite dividido por el volumen en punto de rocío. ro

ro

ro

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PRUEBA CCE P>PR

gas

P=PR

gas

P
gas

P<
gas

oil oil 1

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PRUEBA DE LIBERACION DIFERENCIAL Esta prueba comienza de la misma manera que la de volumen relativo total discutida en el punto anterior. La muestra de fluido se coloca en una celda de altas presiones, a una presión por encima del punto de burbujeo y a la temperatura de yacimiento. La presión se va disminuyendo en pequeños incrementos y se mide el cambio en volumen del sistema. Esto se repite hasta que aparece la primera burbuja de gas.

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PRUEBA DE LIBERACION DIFERENCIAL Esta presión se de nomina presión de burbujeo. Luego, para presiones predeterminadas o incrementos en volumen, se retira mercurio de la celda y ocurre liberación del gas en solución. Después, se agita la celda hasta que se alcance el equilibrio entre el gas liberado y el petróleo remanente en la celda. La Figura siguiente muestra esquemáticamente la representación de la prueba.

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PRUEBA DE LIBERACION DIFERENCIAL Gas off

gas

gas

Gas off

oil

oil oil oil oil Hg Hg Hg Hg Hg P1 = Psat

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P2 < Psat

P2 < Psat

P3 < P2

P3 < P2
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PRUEBA DE LIBERACION DIFERENCIAL El volumen total del gas y del petróleo se determina por los cambios en volúmenes de mercurio durante la prueba. Todo el gas libre se retira de la celda a una presión constante inyectando mercurio. Luego, el volumen de gas libre desplazado y el volumen de petróleo remanente en la celda se miden así en las condiciones de la celda. Como el gas libre también se mide en condiciones normales, se puede estimar el factor de desviación del gas.

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PRUEBA DE LIBERACION DIFERENCIAL Después de ese punto, la presión se reduce en varias etapas, usualmente de 10 a 15 niveles de presión. A cada presión de análisis se agita la muestra para alcanzar el equilibrio y todo el gas liberado se remueve, y su volumen se mide en condiciones estándar. El volumen de petróleo remanente VL se mide a cada nivel de presión.

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PRUEBA DE LIBERACION DIFERENCIAL Es importante señalar que este petróleo remanente está sujeto a continuos cambios de composición y progresivamente se va enriqueciendo en los componentes más pesados. Este tipo de liberación se caracteriza por la variación de la composición del sistema total de hidrocarburos. Los datos experimentales obtenidos de esta prueba incluyen:

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PRUEBA DE LIBERACION DIFERENCIAL • Cantidad de gas liberado y, por lo tanto, la relación gas disuelto petróleo. • Merma o reducción del volumen de petróleo en función de la presión. • Propiedades delgas que sale, incluyendo su composición, el factor de compresibilidad y la gravedad específica.

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PRUEBA DE LIBERACION DIFERENCIAL • Densidad del petróleo remanente en función de la presión Este procedimiento se repite para todos los incrementos de presión hasta que sólo queda petróleo en la celda a la temperatura del yacimiento y presión atmosférica. Luego el volumen del petróleo residual se mide y se convierte a un volumen a 60°F, esto es V sc .

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PRUEBA DE LIBERACION DIFERENCIAL El factor de merma del petróleo, debido a cambios de temperatura, se determina retirando el petróleo de la celda, donde se encuentra a la temperatura del yacimiento y presión atmosférica, y depositándolo en un recipiente donde se pueda medir su volumen a la temperatura de 60°F.

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PRUEBA DE LIBERACION DIFERENCIAL Los factores volumétricos del petróleo obtenidos por separación diferencial, Bod, también conocidos como factores relativos del volumen de petróleo a todos los niveles de presión, se calculan dividiendo los volúmenes de petróleo registrados, VL, entre el volumen de petróleo residual, Vsc. Es decir: 10/11/2016


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PRUEBA DE LIBERACION DIFERENCIAL

La razón gas en solución diferencial se calcula también dividiendo el volumen del gas en solución R sd entre el volumen de petróleo residual, Vsc. 10/11/2016


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PRUEBA DE LIBERACION DIFERENCIAL Hay que señalar que los datos experimentales reportados en la prueba de separación diferencial, relacionados con el volumen de petróleo residual a 60°F, como se muestra en las Figuras siguientes, dan a las curvas del volumen relativo de petróleo, Bod, y de la relación gas petróleo R sd, una apariencia muy similar a las del factor volumétrico en la formación Bo y a l a d e l a solubilidad del gas R s, lo cual puede conducir a su uso erróneo en los cálculos de yacimiento. 10/11/2016


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PRUEBA DE LIBERACION DIFERENCIAL Es importante enfatizar que la prueba de liberación diferencial representa el comportamiento del petróleo en el yacimiento a medida que la presión declina. Por esta razón, se debe llevar este petróleo a la superficie a través de separa dores y hasta el tanque de almacenamiento, utilizando una prueba de separación instantánea o prueba de separadores. 10/11/2016


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PRUEBA DE LIBERACION DIFERENCIAL Se considera que la prueba de liberación diferencial es la que describe mejor el proceso de separación que ocurre en el yacimiento y la que simula mejor el comportamiento fluyente de los sistemas de hidrocarburos en las condiciones por encima de la saturación crítica de gas.

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PRUEBA DE LIBERACION DIFERENCIAL La diferencia entre la prueba de liberación diferencial y la prueba instantánea radica en la extracción del gas liberado en la primera de ellas, lo cual ocasiona que la composición de la muestra cambie durante el proceso y su composición final sea diferente. Tal cambio ocurre debido a que el primer gas que se libera está constituido por las fracciones livianas del gas (metano, etano y propano) que son removidas de la mezcla. 10/11/2016


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Pruebas de Laboratorio Pvt

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