ANALISIS PRESION-VOLUMEN Y TEMPERATURA (PVT)
Definición El análisis PVT es el conjunto de pruebas de laboratorio que se le hacen a una muestra representativa del yacimiento, las cuales consisten en simular en el laboratorio el agotamiento de presión de un yacimiento volumétrico e isotérmico midiendo exactamente los volúmenes de gas y líquido en cada declinación de presión, de esta manera se podrá determinar las propiedades termodinámicas de los fluidos del yacimiento, permitiendo la selección del método más adecuado de producción y la predicción de su comportamiento a través de la vida productiva.
La prueba de laboratorio que se realiza para obtener el comportamiento PVT, simula los tipos de separación gas-líquido que ocurren durante la producción desde el yacimiento hasta el separador. Este análisis es importante porque permite conocer las propiedades de los fluidos del yacimiento, las cuales son de gran utilidad en cálculos analíticos asociados al balance de materiales y a la simulación de yacimientos.
TIPOS DE SEPARACIÓN GAS-LÍQUIDO Las técnicas de laboratorio usadas para obtener el comportamiento PVT deben simular los tipos de separación gas-liquido que ocurren durante la producción de gas condensado desde el yacimiento hasta los separadores. Dos tipos de separación se pueden presentar׃ Separación Diferencial: Es aquella donde la composición total del sistema varía durante el proceso. En este caso el gas separado es removido total o parcialmente del contacto con el condensado retrogrado. La figura 1 ilustra un proceso de liberación izo volumétrico. Inicialmente la celda tiene una cierta cantidad de gas condensado a una presión mayor o igual a la de roció (Pi >/ Proc) y a una temperatura T. Se expande el gas hasta alcanzar una presión P2 (P2 < P1) y luego se retira gas por el tope a P2 constante hasta lograr el volumen inicial. Al caer P2 por debajo de la presión de rocío, el líquido formado se acumula en la parte inferior. La presión se
sigue disminuyendo a volumen constante (gas + liquido) hasta alcanzar la presión de abandono.
Figura 1. Separación diferencial Separación Instantánea (Flash): En la separación instantánea todo el gas permanece en contacto con el líquido, lo que significa que la composición total del sistema permanece constante durante el agotamiento de presión. La disminución de presión durante el proceso se obtiene retirando mercurio de la celda como se observa en la figura 2.
Más líquido se condensa en la separación instantánea que en la diferencial debido a que 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.
La separación instantánea permite determinar los cambios en el comportamiento volumétrico del fluido al pasar a través de los separadores hacia los tanques. Esto es influenciado por las condiciones de operación, presión y temperatura en la superficie. El objetivo fundamental es proveer la información necesaria de laboratorio para optimizar las condiciones de operación en la superficie al momento de la separación.
Figura 2. Separación Instantánea
PROCESOS DE SEPARACIÓN GAS-LIQUIDO EN EL YACIMIENTO Y SUPERFICIE El proceso de separación gas-líquido en el yacimiento depende de la saturación de condensado retrógrado. Al disminuir la presión del yacimiento por debajo de la presión de rocío, el líquido condensado permanece inmóvil en contacto con el gas hasta alcanzar una saturación mayor que la crítica. El gas remanente se moverá hacia los pozos de producción y la composición del sistema gas-liquido estará cambiando continuamente. A estas condiciones el proceso de separación será tipo diferencial con la fase líquida inmóvil y la gaseosa moviéndose continuamente.
Es por esta razón que la separación diferencial no se aplica en yacimientos de gas condensado, ya que es un factor negativo que el líquido retrógrado se esté produciendo en la cara de la arena, este líquido forma los llamados anillos retrógrados este afecta el índice de productividad del pozo.
En las tuberías de producción, líneas de flujo y separadores las fases gas y líquido se mantienen en contacto, sin cambio apreciable de la composición total del sistema, y en agitación permanente lo cual permite el equilibrio entre las fases. Bajo estas condiciones el proceso de separación es de tipo instantáneo (flash).
TOMA DE MUESTRAS
¿Cuando se deben tomar las muestras?
Las muestras deben ser tomadas en los primeros días de producción antes de que ocurra una significativa caída de presión del yacimiento, o al menos cuando la presión sea mayor o igual a la de rocío de la mezcla de hidrocarburos original. Una vez que la presión haya declinado por debajo de la presión de roció, ya no es posible conseguir muestras que representen el fluido original del yacimiento. Si la muestra se toma cuando Pyac < Proc puede ocurrir lo siguiente: -
Si el condensado retrogrado es inmóvil, la muestra presenta una composición menos rica en componentes pesados (C7+) que la original del yacimiento y la presión de rocío medida es igual a la presión actual del yacimiento.
-
Si el condensado retrogrado ha alcanzado movilidad, la muestra resultante después de la combinación daría una presión de rocío mayor que la presión actual del yacimiento y podría ser mayor que la presión original del yacimiento. La muestra presenta contenido de líquido mayor que el original y no es representativa.
Número de muestras Se debe hablar de yacimiento homogéneo
y yacimiento heterogéneos, es decir,
dependiendo de las características del yacimiento se sabrá qué cantidad de numero de muestras se deben tomar. - Si el yacimiento es grande pero homogéneo una muestra sirve. - Si el yacimiento es grande pero heterogéneo: a) Se requieren muestras de diferentes pozos. b) Se debe estudiar la variación de la composición de la mezcla vertical y arealmente. - Yacimiento de gran espesor. a) Las propiedades del fluido pueden variar con la profundidad, por lo que se deben tomar las muestras dependiendo de esta variación. Lo mismo ocurre para los yacimientos pequeños se deben estudiar la homogeneidad y heterogeneidad.
TIPOS DE MUESTREO
La obtención de una muestra representativa de los fluidos de yacimiento de gas condensado es considerablemente más difícil que la de un yacimiento de petróleo negro. La razón principal de esta dificultad es la posible formación de condensado retrogrado durante el proceso de muestreo. Dependiendo del lugar donde se tomen las muestras, éstas se pueden clasificar en la forma siguiente: Muestras De Superficie (separador) Las muestras de gas-liquido son tomadas del separador después de largos períodos de flujos estabilizados. Durante la pruebas de flujos se deben medir las tasas de gas y condensados del separador. Estas muestras se deben recombinar en la misma proporción de las tasas de flujos o de la relación gas condensado (líquido) medida en el separador.
Recomendaciones para obtener las muestras de superficies -
Las muestras de gas y condensado deben ser tomadas simultáneamente.
-
El separador debe estar operando a condiciones estabilizadas de presión, temperatura y flujo.
-
Determinar con mucha precisión las condiciones del separador durante la toma de las muestras (P, T, RGC, Qg).
-
Para el muestreo de gas se recomienda llenar un cilindro evacuado.
-
Para el muestreo de líquido se recomienda utilizar la técnica de desplazamiento de mercurio (la muestra de líquido desplaza al mercurio del cilindro).
-
Las muestras deben ser tomadas en el separador de mayor presión y no en el tanque. La relación gas-líquido se mide entre el gas del separador de prueba y el líquido del tanque. Este último valor se corrige tomando en cuenta el factor de merma del líquido al pasar del separador al tanque.
RGCsep PCN Blsep
RGCPCN BN BlBlsep BN
Donde, RGCsep= Relación gas condensado (separador) PCN/Blsep Bl= Factor volumétrico del líquido a condiciones del separador, Blsep/BN
(Ec.1)
Bomba de vacío
Muestra de Gas
Separador de Alta Presión
Figura 3. Toma de muestra de gas en el separador
Ventajas -
Operación sencilla y rápida, menos riesgo de problemas mecánicos.
-
Se puede tomar grandes volúmenes de muestras.
-
No hay interrupción en la producción.
-
Para pozos produciendo con alto corte de agua.
-
No requiere que el fluido este fluyendo en una sola fase.
-
Único método recomendado para yacimientos agotados.
-
Más económico.
-
La muestra no se contamina con fluidos acumulados en el pozo.
-
Menor riesgo que el de fondo
-
Las muestras son de fácil manejo en el campo y en la superficie.
Desventajas -
Necesita un separador de prueba.
-
Los resultados PVT dependen totalmente de la RGP medida en el separador.
-
El separador de prueba debe tener los instrumentos de medición del gas muy bien calibrado.
-
El análisis PVT es un poco más costoso
-
Los resultados dependen de la exactitud de la medición de las tasas de flujo.
-
Resultados erróneos cuando se tiene separación gas-líquido deficiente.
-
Pequeños errores de medición de tasas de flujo y recombinación generan muestras no representativas.
Separador de Alta Presión
Desague Muestra de Líquido Bomba de vacío Hg
Bomba de Mercurio
Figura 4. Toma de Muestra de Liquido en el Separador
Muestras de Cabezal Si se está produciendo un fluido monofásico a condiciones del cabezal del pozo, se puede tomar la muestra directamente en el cabezal. La muestra se hace fluir a un cilindro o a un pequeño separador portátil.
Ventajas -
Rápido y de bajo costo.
-
No requiere de medición de tasas de flujo.
Desventajas -
No se debe usar se Pcab < Proc.
-
Es difícil tomar una muestra representativa por la agitación de los fluidos que ocurre durante el muestreo. Muestras de Fondo
Consiste en bajar al fondo del pozo una herramienta (muestreador) de unos 6 pies de longitud y 1 ½
pulgadas de diámetro que tiene una cámara (600-700 cc) donde se
acumula la mezcla de hidrocarburos a la presión y temperatura del punto de muestreo. La presión de fondo fluyente debe ser mayor que la presión de rocío de tal manera que el fluido se encuentre en una sola fase. Se debe tomar por lo menos 3 muestras. La muestra de gas condensado debe tomarse justo por encima de la interfase. Las muestras de fondo no son representativas del fluido de un yacimiento de gas condensado por diferentes razones: -
Acumulación de condensado en el fondo del pozo.
-
Contaminación de muestras con agua.
-
Contaminación de la muestra con fluidos de perforación.
Ventajas -
No requiere de medición de las tasas de flujo.
-
No es afectado por problemas de separación gas-líquido en el separador.
-
Excelente para el muestreo de gases condensado subsaturados siempre y cuando la muestra no se contamine en el fondo del pozo.
Desventajas -
No toma muestras representativas cuando Pwf
-
No se recomienda cuando el pozo tiene una columna de líquido en el fondo.
-
Volumen de muestra pequeña.
-
Pueden ocurrir fugas durante la sacada del muestreador a la superficie.
-
Peligro de accidentes en el manejo de las muestras a alta presión.
Aunque las muestras de fondo para gas condensado casi no se habían usado debido a que no eran representativas, actualmente existen herramientas que permiten tomar muestras de fondo para gas condensado, e incluso analizar la composición del fluido en el pozo lo que se traduce en una gran ventaja de representatividad de la muestra.
RECOMENDACIONES SOBRE LA ESCOGENCIA DEL POZO DE PRUEBA -
La producción del pozo debe ser estable antes del muestreo.
-
Debe tener un alto índice de productividad de tal manera que la presión alrededor del pozo sea la más alta posible.
-
Debe ser un pozo nuevo y presentar poca formación de líquido en el fondo.
-
No debe producir agua libre.
-
La Relación gas condensado y la gravedad ºAPI
del condensado deben ser
representativas de varios pozos. -
En yacimientos de gas condensado con pierna (zona) de petróleo negro, los pozos de prueba deben estar retirados del contacto gas-petróleo para minimizar cualquier efecto negativo de la producción de petróleo negro sobre la prueba PVT del gas condensado.
-
No debe sufrir procesos de conificación de agua-petróleo.
PREPARACIÓN DEL POZO PARA EL MUESTREO Una vez que el pozo ha sido seleccionado debe ser apropiadamente preparado para el muestreo. El factor más importante para un buen muestreo es la estabilización. Esto implica que el pozo debe tener presiones de cabezal y fondo estables, lo mismo que tasas de producción de gas y líquido. El acondicionamiento de los pozos de muestreo consiste ponerlos en producción a una tasa estabilizada tan baja como sea posible con el fin de generar pequeñas diferencias de presión (Py – Pwf) y aumentar la presión de fondo fluyente con el fin de reducir la condensación retrógrada cerca del pozo.
Sin embargo, si un pozo ha estado produciendo a una tasa estable no muy alta, entonces es preferible tomar las muestras a esta tasa que ajustarla a valores bajos. Si la tasa de flujo es cambiada, se puede necesitar hasta tres meses para estabilizar el pozo, dependiendo de la permeabilidad de la formación. Existen recomendaciones de no cerrar los pozos que estén produciendo a P< Proc, sino dejarlos producir hasta dejarlos alcanzar estabilizar las saturaciones del liquido y la composición de los fluidos en la zona de drenaje de los pozos.
Otro autor afirma que es posible obtener muestras representativas (aunque no perfectas) en superficie de yacimiento de gas condensado, donde la presión de fondo fluyente del pozo sea menor que la de rocío, siempre y cuando se logre estabilizar el pozo a bajas tasas de flujo.
Durante el periodo de acondicionamiento de pozos deben medirse los siguientes parámetros: -
Presión y temperatura en el cabezal y en el separador.
-
Tasa de producción de líquido y gas en el separador.
-
Temperatura y presión de fondo fluyente de los pozos durante o inmediatamente después del acondicionamiento del pozo (en tiempo real).
PRUEBAS PVT DE LABORATORIO El equipo de laboratorio usado en estudios PVT de condensado difieren del usado en estudios PVT de petróleo negro por dos razones: a) La presión del punto de roció de la mayoría de los sistemas de condensados no pueden ser detectados por un cambio brusco en la relación presión-volumen del sistema. b) La fase líquida constituye una pequeña parte del volumen total de la celda. Por lo tanto es necesario tener métodos más precisos de medir pequeñas cantidades de líquido. Una de las celdas más usadas en los estudios PVT de gas condensado es la ventana de vidrio que permite visualizar el punto de rocío y la formación de líquido por disminución de presión. Recombinación La muestra de gas y líquido tomada del separador de alta presión debe ser recombinada a las mismas condiciones de presión y temperatura del separador para obtener un fluido que sea representativo del yacimiento. Las muestras de fluido tomada a diferentes condiciones se deben descartar porque al recombinarlas no representan el fluido original del yacimiento. La muestra recombinada en el laboratorio se le determina su composición total. Esta debe ser comparada con la composición de la mezcla gas-liquido obtenida matemáticamente en base a los datos del separador.
Las diferencias entre los porcentajes molares deben ser menores del 5% para el C7+ y de 2% para el C1. Si las composiciones de la mezcla recombinada físicamente en el laboratorio y matemáticamente mediante ecuaciones son mayores que los porcentajes mencionados
anteriormente,
el
proceso
de
recombinación
debe
ser
revisado
cuidadosamente para determinar la fuente de error y corregirlo hasta obtener una muestra representativa del yacimiento. Composición En la determinación de las composiciones de las muestras de gas y líquidos se usan las técnicas
de: cromatografía, destilación, destilación simulada por cromatografía y/o
espectrometría de masas. La muestra recombinada en el laboratorio se le determina también su composición total. Esta debe ser comparada con la composición de la mezcla de gas – líquido obtenida matemáticamente en base a los datos del separador. CCE (Expansión a Composición Constante) Después de cargar la celda con una muestra recombinada representativa de los fluidos del yacimiento, se calienta a la temperatura del yacimiento y se comprime desplazando el pistón en l a celda hasta alcanzar 500 a 1000 lpc por encima de la presión del yacimiento. El contenido de la celda es expandido a composición constante hasta una presión de 500 a 200 lpc por debajo de la presión inicial retirando el pistón. Se agita la celda y se permite un tiempo suficiente para que ocurra el equilibrio. La presión de rocío se determina visualizando el momento en que empieza a formarse la con sensación retrógrada (enturbamiento de la fase gaseosa). El propósito de ésta técnica es determinar: -
Presión de saturación (punto de rocío o punto de burbujeo).
-
Coeficientes de compresibilidad de las isotermas del fluido monofásico en exceso de la presión de saturación.
-
Factor de comprensibilidad de la fase gaseosa.
-
Volumen de hidrocarburo total como función de la presión.
En el experimento de expansión a composición constante, se coloca un volumen conocido de muestra en una celda de alta presión. Se mide la relación presión-volumen con el objeto de determinar la presión de rocío. Este parámetro se determina por observación visual a través de una ventana de vidrio o zafiro que posee la celda donde está colocado el fluido bajo estudio. Un cambio brusco normalmente no existe en la forma de la curva presión-volumen en el punto de rocío, tal como ocurre en el punto de burbuja para el sistema gas-petróleo. Esta prueba se realiza a la temperatura del yacimiento (constante). La presión se va disminuyendo dentro de la celda y el volumen aumenta por el desplazamiento de un pistón que se encuentra debajo de la celda, hasta que se forma la primera gota de condensado (punto de rocío) y se toma nota de los volúmenes de gas y líquido, esta presión de rocío es reportada por una computadora que está conectada al equipo.
Figura 5. Prueba de expansión a composición constante para gas condensado
El error de medición es directamente proporcional al volumen muerto de la celda, es decir, mientras mayor sea el volumen muerto mayor es el error en la lectura de presión. En la figura 6 se presentan los volúmenes de muestra en función de las presiones, en éste no se observa claramente el punto de rocío como en el caso del petróleo negro, debido a la compresibilidad. El gas que se encuentra en el yacimiento contiene compuestos pesados que se condensan con una disminución de presión, pero este volumen de condensado es mucho menos compresible que el gas, por lo tanto no se genera un cambio considerable en la curva.
Figura 6. Comportamiento del volumen en función de la presión para gas condensado
La figura 7 muestra el volumen de líquido condensado producido en función de la presión, en éste se observa que el punto 2 representa el volumen mínimo medible (volumen muerto) de la celda, y el punto 1 es la presión de rocío, donde el volumen de líquido es cero. La curva que une los puntos 1 y 2, es una extrapolación aproximada de la curva, y puede tener varias direcciones, como se muestra con las curvas punteadas. Por ello la importancia en la medición del volumen mínimo de líquido condensado que determina la presión de rocío, por lo tanto, mientras más grande es el volumen muerto de la celda mayor es el error y viceversa.
Figura 7. Comportamiento del líquido condensado en función de la presión
CVD (Depleción a Volumen Constante)
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. 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.
La principal desventaja de este método es lo pequeño de la muestra recombinada inicial, de tal manera que un error de medida en las muestras de gas y líquido introduce errores muy grandes en la extrapolación de los resultados de laboratorio al campo.
En la prueba de agotamiento a volumen constante se carga una celda de alta presión con un volumen conocido de muestra (gas condensado) representativa del yacimiento, este volumen se expande a un volumen mayor debido a la disminución de presión a través de un pistón que se encuentra debajo de la celda.
Se espera a que se alcance el equilibrio entre la fase de gas y la fase de líquido retrógrado que se ha formado, y también para que el líquido drene hacia el fondo de la celda y solamente se produzcan hidrocarburos gaseosos desde el tope de la misma. Luego se remueve el gas manteniendo la presión (constante), hasta que el volumen actual de la celda ahora bifásico retorne al valor inicial. El volumen de gas producido es medido y su composición determinada, de la misma manera se mide el líquido que permanece en la celda, y se calculan los factores de desviación del gas Z para el gas producido y para los hidrocarburos de la celda. Se repite el ciclo, expansión a una presión más baja, seguido por la remoción de una nueva cantidad de gas hasta alcanzar una presión seleccionada.
Figura 8. Prueba de expansión a volumen constante
Prueba de separador Son pruebas liberación instantánea que se realizan en un separador en el laboratorio con el objeto de cuantificar el efecto de las condiciones de separación (P, T) en superficie sobre el rendimiento del líquido y Sus propiedades (RGC, ºAPI). Al variar la presión del separador se puede obtener una presión óptima que genere la mayor cantidad de condensado en el tanque. La muestra de gas condensado saturada a la presión de rocío es pasada a través de un separador y luego expandida presión atmosférica. La presión óptima de separación es aquella que produce la mayor cantidad de líquido en el tanque, la menor RGC y mayor gravedad API del condensado; es decir, estabiliza la mayor cantidad de gas de fase líquida.
INFORMACIÓN OBTENIBLE DE PRUEBAS PVT -
Análisis composicional de los fluidos separados y del yacimiento incluyendo peso molecular y densidad de los heptanos y componentes más pesados (o en general del pseudocomponente más pesado).
-
Comportamiento isotérmico presión – volumen (P–V) a temperatura constantes del yacimiento. Determinación del punto de rocío.
-
Agotamiento isovolumétrico e isotérmico de presión del fluido de yacimiento incluyendo el análisis composicional del gas producido a varias presiones de agotamiento.
-
Determinación del GPM del gas producido a las presiones de agotamiento.
-
Variación del porcentaje de condensado retrógrado con presión.
-
Factores de compresibilidad del gas producido y de la mezcla remanente en la celda.
-
Factores volumétricos del gas condensado.
-
Optimización de presiones de separación instantánea gas – líquido.
LIMITACIONES DE LAS PRUEBAS DE LABORATORIO -
El proceso de separación diferencial isovolumétrico de las pruebas de laboratorio no simulan la producción de condensado retrogrado del yacimiento, la cual puede ocurrir en yacimientos de gas condensado rico (alta condensación retrograda).
-
Es bastante difícil tomar una muestra representativa del fluido original del yacimiento.
-
La extrapolación de resultados de laboratorio al campo debe hacerse con mucho cuidado debido a que pequeños errores en las pruebas producen graves errores en la predicción del comportamiento de yacimientos de gas condensado.
-
No siempre es posible determinar experimentalmente el efecto de la presión y temperatura sobre las propiedades y volúmenes de las fases a presiones bajas a las cuales trabajan los separadores. Limitaciones en cuanto al tamaño de las celdas PVT que imposibilitan expandir el sistema gas-condensado a presiones del orden 250 lpc ya que el volumen de líquido es tan pequeño que impide su medida adecuadamente, sobre todo en gases condensados pobres.
APLICACIONES DE LOS ANÁLISIS PVT Los resultados de los análisis PVT son fundamentales en la realización de diferentes tipos de cálculos, entre los cuales podemos mencionar׃ -
Estudio de balance de materiales composicional.
-
Diseño óptimos de sistemas de separación superficial para obtener el máximo rendimiento de líquido.
-
Diseño de proyectos de reciclo (o reciclaje) de gases.
-
Presión optima de mantenimiento para impedir la condensación retrógrada en el yacimiento.
-
Cálculos de constantes de equilibrio cuando se conocen las composiciones de las fases gas líquido.
MUESTREO Y VALIDACIÓN DE PRUEBAS PVT DE GAS CONDENSADO El estudio PVT para estos fluidos está dividido en tres grandes partes: 1. Estudio composicional de la mezcla. 2. Comportamiento volumétrico a composición constante. 3. Comportamiento volumétrico y composicional a volumen constante del yacimiento y presión decreciente. El estudio composicional es similar al que se lleva a cabo en los ensayos sobre petróleos negros. En el estudio a composición constante se registran tres parámetros fundamentales del sistema: a) La presión de rocío, que permite establecer, fundamentalmente, la representatividad de la muestra. b) La relación entre las variables termodinámicas presión y volumen a temperatura de yacimiento. c) La curva de líquido retrógrado acumulado, en función de la presión.
CONSIDERACIONES PARA EL MUESTREO DE FLUIDOS Y ANÁLISIS PVT -
Se debe seleccionar un pozo con alta productividad fluyendo a presiones de fondo por encima del punto de saturación preferiblemente o solo unas pocas libras por debajo.
-
La identificación del tipo de fluido y su aparente punto de saturación calculado por correlaciones podrá dar una idea del tipo de muestreo requerido.
-
Para el caso de los gases condensados se debe escoger como prioridad el muestreo de superficie a no ser que el gas sea húmedo o seco.
-
Antes de seleccionar el tipo de muestreo para el análisis PVT se recomienda averiguar en otras divisiones por los requerimientos del análisis de tal manera que el muestreo seleccionado pueda aportar el volumen de muestra requerido.
-
Evitar el muestreo de pozos con daño o estimulados antes del muestreo.
-
No debe producir agua. Si la produce, no tomar las pruebas PVT, ya que el agua no se puede separar completamente condensado, si se somete a un proceso de deshidratación la composición de la mezcla cambia. Y los separadores trifásicos no son confiables.
METODOLOGÍA PARA EL ACONDICIONAMIENTO DEL POZO ANTES DE REALIZAR UNA TOMA DE MUESTRAS Para que las muestras del fluido seleccionadas para la realización de un análisis PVT sean representativas del Yacimiento, se debe cuidar que la presión este por encima de la presión de saturación, de esta
manera el fluido
será monofásico; esto es de suma
importancia, ya que con el tiempo variará la composición del gas, los componentes líquidos caerán en la región retrógrada y se perderá parte de la riqueza del gas. El éxito de buen muestreo y la obtención de muestras representativas dependen del buen acondicionamiento
del pozo de muestra; entre los otros criterios de
acondicionamiento de pozos de prueba se tiene los métodos para el acondicionamiento de un pozo según: CORELAB, MOSES e INTEVEP. CORELAB -
Una vez seleccionado el pozo para la muestra se debe asegurar que el fluido que produzca sea monofásico.
-
La tasa de producción
y la RGC deben presentar
condiciones estabilizadas
durante al menos 12 horas y estas deben ser registradas. -
Si existe producción de agua, se debe corregir por gradiente de presión, para ubicar el nivel de agua y gas presente.
MOSES -
Dejar de producir los pozos hasta alcanzar la estabilización de las saturaciones de líquido y gas en el área de drenaje del pozo.
-
Estabilizar el pozo a bajas tasas hasta que Pwf y Pwh se estabilicen
-
Tomar las muestras.
INTEVEP -
Producir el pozo hasta una tasa alta hasta que RGC sea estable.
-
Reducir la tasa y medir la RGC, si no
se estabiliza aumentar la tasa de
producción, medir la RGC y repetir hasta alcanzar condiciones de flujo estable. -
Evaluar si la diferencia de presión es mínima, si esto ocurre se formará menor cantidad de líquido retrógrado en el pozo.
Todas estas técnicas persiguen que no exista saturación de condensado retrógrado en las cercanías del pozo, esta cantidad depende de tres factores: la presión, la cantidad de gas que pasa a través del pozo y la permeabilidad relativa al líquido condensado. En un tiempo de producción temprano la presión del yacimiento esta por encima de la presión de rocío original, esto generalmente sirve de parámetro para evaluar la calidad de las muestras de fluido. Se debe considerar que el hecho de que la presión de fondo al momento de tomar las muestras sea mayor que la presión de rocío estimada no es suficiente indicativo de que la muestra sea representativa, es por ello que todos los autores aconsejan acondicionar el pozo de muestreo.
VALIDACIÓN DE LAS PRUEBAS PVT La validación de las pruebas de laboratorio PVT para sistemas de gas condensado incluye desde la revisión de la representatividad de la muestra hasta la comprobación de que no hay errores de consistencia en los resultados de laboratorio. Un análisis PVT debe ser representativo y consistente, para poder ser utilizado en estudios integrados de yacimientos de gas condensado. Representatividad De Las Muestras Consiste en chequear si la muestra de gas condensado es representativa del fluido original existente en el yacimiento. Con este fin se debe comprobar que: -
Tlab= Tyac. La temperatura a la que fue realizada la prueba en el laboratorio debe ser igual a la del yacimiento o a la de la zona (Profundidad) donde se tomó la muestra.
-
La relación gas condensado de la muestra recombinada (PCN/BN) debe ser similar a la inicial de las primeras pruebas de producción del yacimiento o de la zona donde se tomó la muestra.
-
La prueba CCE debe mostrar punto de rocío, si muestra punto de burbujeo, el yacimiento es de petróleo volátil o la muestra estaba contaminada con líquido y no es representativa.
-
El pozo produjo estabilizadamente antes de la toma de la muestra.
-
La presión y la temperatura del separador debieron permanecer constantes durante las tomas de las muestras de gas y líquido. Consistencia De Los Resultados
Consiste en chequear que los resultados experimentales de las pruebas no tienen errores de medición. Observar si los resultados muestran la presencia de un punto de rocío retrógrado el cual corresponde a una presión a partir de la cual se observa formación de líquido retrógrado por expansión. Si los resultados muestran punto de burbujeo en vez de punto de rocío es porque: -
El yacimiento es de petróleo volátil en vez de gas condensado.
-
La muestra recombinada tiene más líquido que la muestra representativa del yacimiento.
-
Y si en cambio los resultados no muestran punto de rocío ni de burbujeo porque:
-
El yacimiento es de gas húmedo en vez de gas condensado.
-
La muestra tiene menos componentes pesados (líquidos) que la muestra representativa del yacimiento. La consistencia interna del proceso de agotamiento realizado en el laboratorio se
puede verificar mediante el uso de un programa que calcula por balance molar el número de moles de gas y de líquido en cada etapa del proceso de agotamiento así como la composición molar del líquido y las constantes de equilibrio para cada componente de cada etapa. Si algunos de estos parámetros resulta negativo en algún momento, el proceso de agotamiento es considerado inconsistente y, por lo tanto, no representa el comportamiento real del fluido en el yacimiento. Estos parámetros son los siguientes:
a) Recombinación Matemática
En esta prueba se recombina matemáticamente por medio de un balance molar las muestras de gas y líquidos tomadas en el separador a una presión P y T. Ng Yi
Ngc
P
Zi
T
ql BN/d
Nl Xi
Tanque
Separador
Pozo
Figura 9. Arreglo de Separador y Tanque de Prueba i.
Balance molar por fase: Ngc Ng Nl
(Ec.2)
Ng RGCsep
(Ec.3)
379 .4
Nl lsep Ml
(Ec.4)
Donde, Ngc= moles de gas condensado, lbmol/Blsep Nl= moles de líquido, lbmol/Blsep Ng= moles de gas, lbmol/Blsep RGCsep= relación gas-condensado, PCN/Blsep Ρlsep= densidad del líquido de separador a P y Tsep, lbmol/Blsep Ml= Peso molecular del líquido del separador, lbm/lbmol
ii.
Balance molar por componente Zi * Ngc Ng * Yi Nl * Xi
(Ec.5)
Introduciendo las ecuaciones 2 a 4 en la ec.5 y despejando Zi se obtiene:
Zi
Yi * RGCsep 379.4 Xi * lsep Ml RGCsep 379.4 lsep Ml
(Ec.6)
Donde, Zi= composición del gas condensado, frac. Molar XI= composición del líquido del separador, frac. Molar. YI= composición del gas de separador, frac. Molar.
RGCsep PCN/Blsep se obtienen de la ecuación 1. La relación gas- condensado y el factor volumétrico (Bl) se obtienen en el campo durante la toma de las muestras. La ρlsep se determina por Standing y Katz. Luego de determinar los Zical por la ec. 6, se comparan con los valores experimentales (Ziexp) y se debe cumplir:
metano≤2% y
para el C7+≤5%
b) Balance Molar Consiste en determinar las fracciones molares del condensado retrógrado (Xi) haciendo un balance molar de fluidos en las diferentes etapas de agotamiento de la prueba CVD. El balance se puede hacer en forma directa desde la presión de rocío hasta la presión de abandono de la prueba o en reversa desde la presión de abandono a la de rocío. En ambos casos la prueba consiste en chequear que se cumpla Xi>0. La metodología comprende tres etapas básicas de agotamiento que son diferenciadas marcadamente por las formulas a aplicar; dichas etapas son las tres primeras por debajo de la presión de rocío y el procedimiento aplica para cada una será descrito a continuación.
1era ETAPA. P=Pr En esta etapa no se tiene formación de líquido retrógrado; por lo que Xi = 0. Se tiene: Nt
Pr Vs Zgc * R * T
Donde: Nt = masa de gas condensado inicial, Lbmol Pr = Presión de rocío, Lpca Vs = Volumen de muestra, pie3 Zgc = factor de componente bifásico a Procío, T T = temperatura de la prueba, ºR Se tiene que:
(Ec.7)
Nt = Ngc a Procío Cálculo de la composición del líquido retrógrado a Pr
Balance Molar del Componente i:
N * Y ) ( Ngci Ngci ) * Yi )1 Xi t i o 0 Nl1
(Ec. 8 )
No hay formación de condensado; por lo tanto solo existe un fluido monofásico a esta etapa.
2da ETAPA. P1< Pr En esta etapa ya existe formación de líquido retrógrado (Vl1)
i.
Masa de gas condensado retirado de la celda (∆Ngc)
Ngc1
P1 V1 Zgc1 * R * T
(Ec. 9)
Donde: ∆Ngc1 = masa de gas condensado retirado de la celda, lbmol ∆V1 = volumen de gas retirado, pie3
ii.
Masa de Gas Condensado en la celda @ P1 (Ngc) NgC1
P1 * Vgc1 Zgc1 * R * T
(Ec.10)
Donde: Vgc1=Vs–Vl1
(Ec.11)
Vgc1 = Vol. de gas Condensado en la celda a P1, pie3 Vs = volumen de muestra, pie3 Vl1 = volumen de líquido retrógrado en la celda @ P1, pie3 Masa de Líquido Retrógrado en la celda, pie3 (Nl1)
iii.
Nl1 = Nt – Ngc1 - ∆Ngc1
(Ec.12)
Donde: Nl1: masa de líquido retrógrado en la celda a P1, lbmol Nt: masa de gas condensado inicial, lbmol
iv.
Composición del Líquido Retrógrado
La composición del líquido retrógrado se determina haciendo un balance de masa global entre las presiones Pk-1 y Pk: Moles en fase gaseosa y líquida en la celda a Pk-1 = Moles en ambas fases a Pk + Moles retirados Ngck-1 * Yik-1 + Nlk-1 * Xik-1 = Ngck * Yik + Nlk * Xik + ∆Ngck * Yik Despejando se obtiene la composición del líquido retrógrado (Xi): Pk-1 > Pk
Xik
Ngc) k 1 * Yi ) k 1 Nl ) k 1 * Xi ) k 1 [Ngc) k Ngc) k Nl ) k
* Yi ) k
(Ec.13)
Aplicando para esta etapa tenemos que k = 1, k-1 = 0, Ngc0 = Nt y Po = Procío, Nlo = 0; por lo tanto:
Xi1
3era ETAPA.
Nt * Yi 0 ( Ngc1 Ngc1 ) * Yi1 Nl1
(Ec. 14)
En esta etapa tenemos un decaimiento de presión tal que P2 < P1.El procedimiento de cálculos a partir de esta etapa de agotamiento es idéntico para las demás etapas para cada componente hasta llegar a la presión de abandono. Masa de gas condensado retirado de la celda (∆Ngc)
i.
Ngc2
P2 V2 Zgc 2 * R * T
(Ec.15)
Masa de Líquido Retrógrado en la celda, pie3 (Nl)
ii.
Nl=Nt–Ngc2–Σ∆Ngci
(Ec.16)
Donde: Σ∆Ngci: es la suma de los moles de gas condensado retirado de la celda desde la presión de rocío hasta la Pk en la etapa en estudio.
iii.
Composición del Líquido Retrógrado
Xik
Ngc) k 1 * Yi ) k 1 Nl ) k 1 * Xi ) k 1 [Ngc) k Ngc) k Nl ) k
* Yi ) k
(Ec.17)
c) Criterio de Hoffman-Crump y Hoccott Este criterio propuesto para correlacionar valores de las constantes de equilibrio Ki de mezclas de hidrocarburos es el último paso a realizar dentro de la Validación de pruebas PVT, la cual permite concluir si el PVT del pozo en estudio es representativo y consistente. El método consiste en graficar: Lg (Ki*P) vs Fi a una presión determinada los puntos de estas rectas correspondientes a varios componentes deben alinearse a través de una recta. Si esto ocurre se concluye que los resultados son consistentes. En nuestro caso para los pozos en estudio, después de calcular la composición del líquido retrógrado (Xi) para cada componente a cada etapa de agotamiento se procedió a calcular las constantes de equilibrio Ki a cada presión y para cada componente.
Tenemos: Ki k
Yi k Xi k
(Ec.18)
Donde: Kik: constante de equilibrio del componente i @ Pk Yik: fracción molar del componente i en la fase gaseosa @ Pk Xik: fracción molar del componente i en la fase líquida @ Pk Pk: presión de la etapa de agotamiento Una vez calculadas las constantes de equilibrios Ki se procede al cálculo de los puntos para la gráfica [Log (Ki*P); Fi]
1 1 Fi bi * Tbi T
bi
log Pci log 14.7 1 1 Tbi Tci
Donde: Fi: factor de caracterización del componente i Pci: presión crítica del componente i, lpca Tbi: temperatura normal de ebullición del componente i, ºR Tci: temperatura crítica del componente i, ºR T: temperatura, R
(Ec.19)
(Ec.20)
Criterio de Hoffman
Log ki ç4.5000 4.0000 3.5000 3.0000 2.5000 2.0000 1.5000 1.0000 0.5000 -1.0000
0.0000 -0.5000 0.0000 3500psi
0.5000
1.0000
2900psi
1.5000 2100psi
2.0000 1300psi
Figura 10. Criterio de Hoffman para prueba CVD
2.5000
3.0000 Fi ç
