Ing. Hernn Iriarte Claros

INGENIERA DE RESERVORIOS II

ANLISIS PVT Y PROPIEDADES DE

LOS FLUIDOS

Captulo 1

1.1 ASPECTOS GENERALES

El xito en el desarrollo de un yacimiento de gas o de

petrleo

depende

Del buen diseo de proyectos

a su vez depende

Del conocimiento y calidad de los datos del reservorio

(propiedades del fluido del reservorio)

Pwf Pws Ty q RGP P b Pd RsBo Bg

El mejor momento para obtener las propiedades es al inicio

de la vida productiva del yacimiento, por que los fluidos

originales del reservorio estn todava sin alteracin

Las muestras que representan las condiciones originales de

presin solo pueden conseguirse cuando la presin del

yacimiento es igual o mayor que el punto de burbuja

original o la presin de roco

El anlisis presin-volumen-temperatura, PVT, es un anlisis

termodinmico. En un yacimiento, la produccin se efecta

bajo condiciones isotrmicas (Temperatura de reservorio

constante); por tanto, los anlisis PVT miden:

a) variaciones de volmenes de las fases con la presin

(hidrocarburos lquidos)

b) variaciones en la composicin del fluido del reservorio

con la presin (yacimientos de gas)

El anlisis PVT bsicamente trata de:

a) reproducir en laboratorio las variaciones sucesivas de

presin,

b) estudiar el comportamiento de los fluidos, y

c) determinar ciertos parmetros que los caracterizan que

servirn posteriormente en los diseos y clculos de

Ingeniera de Yacimientos

por tanto

Es importante hacer el anlisis al comienzo de la vida

productiva del yacimiento. Conforme transcurre el

tiempo de produccin, la composicin de los fluidos se

va alterando y ya no es posible obtener muestras de

fluidos originales.

1.2 PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS

Los grupos de parmetros que determinan las propiedades

PVT son:

a) Los que determinan las condiciones o el ambiente y

circunstancias que rodean a los fluidos: se miden en el

campo, durante las pruebas de pozo y de produccin: Ty, Pws,

Pwf, caudal de produccin (q), RGP, condiciones estndar,

parmetros y condiciones de operacin

b) Las propiedades que se obtienen en las pruebas de

laboratorio convencionales: xi, Pb, Pd, y para cada etapa de

presin: Rs, Bo, Bg, densidades y viscosidades.

c) Las propiedades que se obtienen de las pruebas de

laboratorio especializadas: composiciones molares del fluido

del reservorio para cada etapa de presin, porcentaje de

lquido retrgrado, variacin del punto de burbuja con la

inyeccin de gas, etc.

Son bsicamente relaciones entre volmenes medidos a

diferentes presiones:

Pb Pd Bo Bg Rs

PROPIEDADES PVT

1. Graficar el diagrama de fases general, mostrar sus regiones e

identificar los puntos ms importantes.

2. Defina: Pb, Pd, Pc, cricondentrmico, cricondembrico

3. Defina Factor volumtrico de formacin de petrleo - grfica

4. Defina Factor volumtrico de formacin de gas - grfica

5. Defina Relacin de solubilidad - grfica

6. Defina Petrleo de bajo encogimiento grfica - caractersticas

7. Defina Petrleo de alto encogimiento grfica - caractersticas

8. Defina gas condensado grfica - caractersticas

9. Defina gas hmedo grfica - caractersticas

10. Defina gas seco grfica - caractersticas

El trabajo debe ser realizado en forma manuscrita

Prctica No. 1

Se ha efectuado una prueba para determinar el factor volumtrico

de formacin de petrleo, Bo, en un pozo con las siguientes

caractersticas:

Presiones estticas tomadas antes de hacer fluir el pozo:

- Presin a 3555 pies = 1074 psig

- Presin a 3755 pies = 1145 psig (fondo de pozo)

Datos tomados del pozo fluyente:

- volumen de petrleo producido en

1 hora durante la prueba = 150 bls

- volumen de gas producido en 1 hora

de prueba medida a 14.7 psia y 60F = 220 000 pcs

- gravedad especfica del gas (aire=1) = 0.785

- gravedad API del petrleo en tanque = 38.4

Ejemplo 1.1

P

1074 psig

1145 psig

3555

3755h=2

00

P

=71

psig

1.3 MUESTRAS DE FLUIDOS

Es una porcin obtenida por procedimientos,

cuyo objetivo es representar al fluido del

yacimiento.

MUESTRA:

Es el procedimiento de toma de muestrasMUESTREO:

Se debe obtener una muestra al principio de la vida

productiva de un reservorio a fin de determinar Bo, Bg,

Rs, Pb, Pd, .

Con muestras no representativas (tomadas en cualquier

momento) las propiedades determinadas sern

incorrectas

Antes de la toma de muestras, el pozo debe acondicionarse,

que consiste en reemplazar el fluido representativo que se

encuentra alrededor del pozo, desplazndolo con fluido

original del reservorio proveniente de las partes ms

alejadas del yacimiento.

Esto se consigue cerrando el pozo y hacindolo fluir a

ritmos cada vez ms lentos.

Existen bsicamente dos mtodos para obtener muestras:

Recombinada en superficie

Directa frente al reservorio

1.4 MUESTRA RECOMBINADA EN SUPERFICIE

Se debe introducir una pequea correccin, puesto que el volumen

de petrleo es tomado a T y P del separador; mientras que la RGP

es medida a condiciones de tanque de almacenaje

En este mtodo, se toman muestras parciales de gas y de petrleo delseparador de campo, y se recombinan para dar la muestra total.

manmetro

visor

separador

gas

lquido

Floco

(medidor de caudal)

MUESTREO DE SUPERFICIE

La produccin del pozo debe ser estable

durante un perodo de varias horas,

entonces se mide la RGP (pcs/bls).

Si esta relacin permanece constante

durante el perodo de medicin, entonces

se toman volmenes separados de gas y

petrleo (figura).

Recombinacin requerida (RGP)= medida x shrinkage

Factor de expansin, dilatacin volumtrica

El separador debe estar lo ms cerca

posible del pozo, especialmente en

yacimientos de condensado porque de

otro modo puede producirse

condensacin retrgrada y una parte del

lquido puede quedarse adherido a las

paredes de la tubera.

1.4.1 Muestras en separador de prueba G

L

Separador dePrueba

Es recomendable obtener tres juegos de

muestras (gas y lquido)

Anlisis PVT

Respaldo

Previsin para futuras

pruebas o anlisis

Las muestras en superficie puedenhacerse de dos formas:

- En separador de prueba

- En cabezal (wellhead)

Las muestras se guardan en cilindros:

- cilindro de gas: capacidad: 3,5, 10 galones

- cilindro de lquido: capacidad: 300 c.c. y 500 c.c.

1.4.1 Muestras en separador de prueba (cont.)

La muestra de gas debe tomarse en la posicin ms

alta del sistema de separacin (quitar el manmetro y

utilizar su conexin).

Debe evitarse las conexiones hacia abajo, es decir en

la parte inferior de la tubera, para evitar que las gotas

de condensado que se forman por la disminucin de

la presin y la temperatura ingresen al equipo de

muestreo y enriquezcan la muestra.

Algunos separadores de prueba ya tienen una

conexin especial para la toma de muestras.

pistn

Cilindro de prueba

manmetro

separador

gas

lquido

1.4.1 Muestras en separador de prueba (cont.)

La muestra de lquido debe tomarse en un

punto lo ms cerca al separador, deben

evitarse los codos para no alterar las

condiciones de flujo. Es recomendable

tomar la muestra antes del floco o

medidor de caudal, o a travs del visor del

separador

manmetro

visor

separador

gas

lquido

Floco

(medidor de caudal)

MUESTREO DE SUPERFICIE

1.4.1 Muestras en separador de prueba (cont.)

El cilindro muestreador (figura) previamente debe

estar lleno de fluido que puede ser mercurio,

salmuera, agua con glicol o simplemente agua. El

uso del mercurio est restringido por ser peligroso

y por aspectos medio ambientales.

La toma es efecta a presin constante. Se abren

las vlvulas lentamente, las presiones en cabeza y

fondo deben ser iguales. Al final de la operacin se

cierran las vlvulas, pero luego se abre

ligeramente la vlvula de salida para crear una

pequea capa de gas en el cilindro (colchn)

a) Muestreo de lquido

pistn

Cilindro de prueba

El botelln muestreador debe estar limpio antes de efectuar la

toma. Si es necesario se debe llenar de helio y circular mientras

se toma un cromatogrma; si existieran impurezas o residuos

aparecern picos en el grfico de registro.

El botelln debe estar sometido al vaco, a una presin de 27 a 29

pulgadas de mercurio.

b) Muestreo de gas

Una vez conectado al separador se abre

lentamente la vlvula de ingreso; se produce

un silbido al ingresar el gas el botelln

comienza a calentarse. La operacin se

contina hasta que la presin del

muestreador iguale a la presin del medidor

(P1 = P2)

Al finalizar la operacin se cierra la vlvula de

ingreso y se etiqueta el cilindro. No se debe

purgar una vez lleno porque podran formarse

gotas de condensado.

b) Muestreo de gas (cont.)

muestreador

Muestreo de gas

separador

P1

P2

El principio bsico es que la presin en el cabezal debe ser

mayor a la presin de saturacin, por eso es muy raro el uso de

este mtodo. La presin de saturacin puede ser calculada por

correlaciones, dndo un margen de seguridad.

1.4.2 Muestras en cabezal (wellhead)

1.5 MUESTRA DIRECTA (WELL STREAM)

Se introduce un recipiente especial al pozo, a la profundidad del

yacimiento, y la muestra es obtenida directamente de la corriente de flujo.

Formacin

polea

rbol devlvulas

muestreador

Las vlvulas del muestreador

son operadas desde superficie

en forma mecnica o elctrica y

la muestra es atrapada.

Existen algunos problemas

para obtener la muestra

representativa.

Si el yacimiento es

subsaturado (una sola fase)

no hay mayores problemas.

Se introduce un recipiente especial al pozo, a la profundidad del

yacimiento, y la muestra es obtenida directamente de la corriente de flujo.

Si est a la presin del punto de burbuja o debajo de ella, tanto en el

reservorio como en el pozo habrn dos fases: (petrleo + gas

disuelto) y (gas libre), consecuentemente no existe garanta que las

proporciones obtenidas en la muestra, sean correctas. Se puede

tratar de resolver este problema bajndose al mnimo el caudal de

produccin estabilizndolo por varias horas para elevar la presin de

fondo fluyente y que el gas libre se vuelva a disolver.

Adicionalmente, se debe conocer de antemano: la presin esttica del

yacimiento, la temperatura y la posicin de contacto gas-petrleo. La

muestra debe tomarse debajo de la zona de contacto. No se debe tomar la

muestra cerca de la superficie.

No es recomendable para pozos de gas condensado.

El equipo cuenta con un reloj programable. Se puede programar por

ejemplo, para dos horas. Esto permite mantener cerradas las vlvulas

mientras se baja el dispositivo al fondo del pozo. El arreglo debe bajarse

lentamente a una velocidad no mayor a 200 pies/minuto.

1.5 MUESTRA DIRECTA (WELL STREAM) (cont.)

Inicialmente el cilindro muestreador est lleno de un lquido que contiene

un aceite mineral. Cuando ingresa el fluido del reservorio el diferencial de

presiones hace que el pistn se desplace y desaloje al lquido aceitoso a

medida que ingresa la muestra. El lquido aceitoso pasa a un cilindro

superior a travs de un tubo y de este momo es recuperado.

El equipo consiste en un arreglo para obtener un muestreo doble colocado

en serie (tandem), para una posterior validacin.

Fuentes de Error:

Lquido en la corriente de gas

Vapor en la corriente de lquido

Error o falla de mediciones

Lneas sucias

Recipientes sucios

Las muestras tomadas se transfieren de las cmaras (cilindros de

muestras) a los cilindros de transporte. Sin embargo, antes de

efectuar la transferencia es necesario verificar si el muestreo fue

exitoso, es decir, si se obtuvieron muestras representativas.

Se puede hacer una validacin preliminar de calidad que consiste en

una verificacin de las presiones de apertura y las presiones de

saturacin. Ambas presiones son determinadas in situ para cada

cmara y luego se comparan correspondientemente. Las diferencias

debern ser muy pequeas para su aceptacin, de otro modo, se

descarta la prueba y es preciso volver a tomar otras muestras.

1.5.1 Transferencia de las muestras de fondo

Una manera prctica de determinar la presin de burbuja en campo

es inyectando un lquido a la cmara en sucesivos incrementos,

registrndose en cada etapa los valores de la presin vs. el volumen

inyectado acumulado.

Determinacin del punto de burbuja

Procedimiento:

Luego de desenroscar la cmara

de muestreo del resto del

equipo, se la conecta a una

bomba de transferencia (figura).

muestra lquida

Transferencias demuestras lquidas

presin de apertura

bomba

pistn

Procedimiento (cont.):

Se abre lentamente la vlvula de la

cmara e inmediatamente aparece

la presin de apertura en el

manmetro de la bomba, en ese

momento se registra el primer

punto (P apertura vs. Viny=0).

muestra lquida

Transferencias demuestras lquidas

presin de apertura

bomba

pistn

Se inyecta un determinado volumen de lquido agua o salmuera);

este lquido desplaza ligeramente el pistn de la cmara y la presin

se incrementa, se debe registrar P y V.

Se continua inyectando lquido y leyendo la presin en el

manmetro hasta obtener varios puntos.

Procedimiento (cont.):

Estos valores son dibujados en una grfica P vs V,

obtenindose el punto de burbuja como interseccin de las

dos rectas que definen la curva (figura). Puesto que se hizo

esta prueba en el sitio de muestreo, la temperatura

corresponde a la de superficie.

x x xx x x

xx x

xx

Volumen de inyeccin

Pre

si

n

PbP apertura

Determinacin del Punto de Burbuja

El fluido debe estar en una sola fase, por lo tanto la presin de

transferencia debe ser mayor o igual a la presin del yacimiento, lo

mismo que la temperatura de transferencia, por lo que se debe

calentar la muestra hasta alcanzar la temperatura de reservorio. El

proceso integro de transferencia debe efectuarse a presin constante.

Transferencias de muestras

muestreador

Transferencias de muestras

bomba

agua osalmuera

cilindro

pistn

El cilindro de transporte debe

estar inicialmente lleno ya sea

de agua o salmuera. Se abren

todas las vlvulas y se

comienza a bombear

(transferencia de la muestra);

el fluido del cilindro es

desplazado lentamente y

depositado en el vaso

receptor.

Luego de terminada la operacin, se cierra la vlvula de entrada del

cilindro y se purga un poco de fluido para crear un colchn de gas

libre que dar seguridad al transporte, por que permitir que el fluido

pueda dilatarse o contraerse por los cambios en las condiciones del

ambiente.

Transferencias de muestras (cont.)

muestreador

Transferencias de muestras

bomba

agua osalmuera

cilindro

pistn

Se debe acondicionar el pozo independientemente del tipo de

muestreo que se proyecte aplicar.

Acondicionamiento del pozo

Bsicamente consiste en buscar un

dimetro de estrangulador de modo

que no haya gas en exceso.

El principio es que al disminuir el

dimetro del estrangulador, aumenta

la presin del pozo fluyente, es decir,

se reduce el efecto de fluencia. Al

aumentar la presin, mayor cantidad

de gas permanece en solucin, es

decir, la tendencia hacia un flujo

monofsico es mayor.

al separador

lnea de flujo

pozoestrangulador

Acondicionamiento del pozo

1.6 SELECCIN DEL MTODO

De acuerdo al tipo de reservorio debe aplicarse el tipo de muestreo:

Hidrocarburo Mtodo

aPetrleo de bajo encogimiento

Es preferible utilizar muestreo de fondo.

bPetrleo de alto encogimiento

Generalmente se aplica el muestreo de superficie,puesto que en fono no podra obtenerse el suficientevolumen de los componentes pesados para el anlisisfraccional, por otra parte, por la dificultad de obtenermuestras representativas de fondo cuando se tienenRGP altas.

c Gas condensadoEs recomendable el muestreo en superficie por lamisma razn anterior

d Gas hmedoSe aplican los mismos criterios que para yacimientosde gas condensado.

e Gas seco

Se deben tomar muestras en superficie perodirectamente en la cabeza de pozo, puesto que esdespreciable la diferencia en composicin entre el gasde cabeza de pozo y el gas de reservorio.

1.7 DETERMINACIN DE PARMETROS PVT

Se determinan a partir de anlisis presin-temperatura, sobre

muestras representativas de los fluidos que contiene el yacimiento.

Se trata de simular el comportamiento termodinmico de los

hidrocarburos tanto en el reservorio como en superficie.

Existen tres procedimientos:

Convencional A volumen constante Simulacin a condiciones de

separador en campo

El equipo usado es una celda

PVT (figura). La presin se

controla con desplazamiento de

mercurio y es registrada por un

manmetro.

Celda PVT

manmetro Hg

Bomba Hg

Celda PVT

1.7.1 SEPARACIN INSTANTNEA (SEPARACIN FLASH)

De acuerdo a trminos empleados en la ingeniera petrolera, las

pruebas se realizan mediante:

Separacin Instantnea (Flash) Separacin Diferencial Agotamiento a Volumen Constante

Consiste en la liberacin de gas disuelto en el petrleo, permaneciendo

ambas fases en contacto.

A partir de este experimento se puede determinar:

a) La presin en el punto de burbuja

b) El coeficiente de compresibilidad isotrmico de la fase lquida por

encima de la presin del punto de burbuja

c) Por debajo del punto de burbuja, el volumen de dos fases comofuncin de la presin.

El proceso, como se muestra en la siguiente figura considera los

siguientes pasos:

1. La muestra de fluido de

reservorio es cargada en la

celda PVT a T de reservorio.

2. La presin en la celda es

elevada a un valor mucho

mayor que la presin de

saturacin. Esto se lograinyectando Hg. (a)

3. La presin se reduce

lentamente desalojando Hg

y registrando el volumen

total para cada presin.

4. Los resultados

obtenidos se van

graficando en escala P vs.

volumen.

Hg

Pet

P1 > Pb

Pi

(a)

x x x xx

xx x

xx

Volumen totalP

resi

n

Pb

Diagrama P-V Liberacin Flash

5. Cuando la presin en la

celda alcanza la presin de

punto de burbuja, aparece la

primera burbuja de gas (b).

Este estado tambin se nota

por un cambio en la

direccin en la pendiente de

la grfica P-V.

6. Como la presin es

reducida por debajo de Pb,

el gas liberado permanece

en equilibrio con la fase

petrleo. El equilibrio

termodinmico se logra

agitando la celda (c)-(d).

7. Los resultados de P y V son registrados y graficados en el diagrama P-V.

8. Los pasos 6 y 7 son repetidos hasta que el hidrocarburo llene la celda.

Hg

Pet

P1 > Pb

Pi

(a)

Pb

Hg

Pet

P2 = Pb

(b)

P3

Hg

Pet

P3 < P2

(c)

Gas

Hg

Pet

P4 < P3

P4

(d)

Gas

Prueba de Separacin Flash

x x x xx

xxx

xx

Volumen total

Pre

si

n

Pb

Diagrama P-V Liberacin Flash

Una prueba de separacin Flash en una muestra de un pozo

petrolfero, da los siguientes resultados:

Ejemplo 1.2

Presin (psia)

Volumen (c.c.)

4300 63.3160

4200 63.0905

4100 62.8650

4000 62.6395

3900 62.4140

3800 61.5670

3700 59.7860

3600 58.0050

3500 56.2240

3400 54.4430

Determinar la presin del

punto de burbuja

1.7.2 SEPARACIN DIFERENCIAL

En la separacin o liberacin diferencial tambin se produce la

liberacin del gas disuelto en petrleo, pero la principal diferencia

con la separacin flash es que la fase gas es removida deinmediato de la celda PVT.

Se asume que la composicin permanece invariable y que loscambios se producen a nivel fase y no de componentes.

El proceso se muestra en la siguiente figura y se puede resumir enlos siguientes pasos:

1. La muestra de fluido

de reservorio es

colocada en la celda

PVT a temperatura de

yacimiento.

2. La celda se

presuriza al punto de

saturacin por medio

de inyectar mercurio.

(a)

4. La presin de la celda es disminuida por medio de liberar Hg,liberndose gas disuelto. (b)

3. Se registra el

volumen total que es

todo lquido.

P2

Hg

Pet

P2 < Pb

(b)

Gas

X

Hg

Pet

P1 = Pb

Pb

(a)

X

5. El gas liberado es

removido de la celda

a travs de la vlvula.

Durante este proceso

se mantiene

constante la presin

por medio de inyectar

Hg. (c).

8. El petrleo remanente a la presin atmosfrica es medido y convertido a

volumen a 60F. Este volumen se conoce como petrleo residual.

Prueba de Separacin Diferencial

6. El volumen de gas

removido es medido a

condiciones estndar.

Tambin se registra el

volumen de petrleo.

P2

Hg

Pet

P2 < Pb

(b)

Gas

X

Hg

Pet

P1 = Pb

Pb

(a)

X

7. Los pasos 5 y 6 se

repiten hasta que lapresin de la celda alcanza la presin estndar. (d)-(e)

Hg

Pet

P3 = P2

P3

(c)

gas

P4

Hg

Pet

P4 < P3

(d)

Gas

X

Hg

Pet

P5 = P4

P5

(e)

gas

Primera Etapa Segunda Etapa

Con los datos obtenidos en la separacin diferencial, es posibledeterminar valores de Bo, Bg y Rs.

Una comparacin de los dos

mtodos diferentes de

liberacin para determinar la

solubilidad del gas como

funcin de la presin se

muestra en la siguiente figura.

Esta relacin entre los dos

procesos puede ocurrir como

se muestra o a revs,

dependiendo sobre todo de la

composicin del sistema de

hidrocarburo. Presin

Solu

bili

dad

de

l Gas Rsd

Diferencial

Rsf

Flash

Pb

Comparacin ideal de solubilidadesde gas flash y diferencial

Ejemplo 1.3

Presin

(psig)

Gas

remov.

c.c.

Gas

remov.

pcs

Petrleo

c.c.

Petrleo

a c.s.

2870 --- --- 64.336

2600 4.445 0.02335 62.590

2300 4.397 0.02068 60.052

2000 4.577 0.01898 59.222

1700 4.988 0.01773 58.089

1400 5.885 0.01709 56.776

1100 6.991 0.01618 55.009

800 9.105 0.01603 53.899

500 13.215 0.01593 52.767

300 24.749 0.01783 51.223

150 51.022 0.01693 50.028

0 0.04008 43.558 40.521

TOTAL 0.22081

Un anlisis PVT muestra los siguientes resultados:

Las condiciones estndar

son: 14.7 psia y 60F.

La temperatura del

yacimiento es 211F.

Calcular la relacin de

solubilidad, el factor Z y

Bg para:

a) 2600 psig

b) 2000 psig

Prctica

Con los datos del ejemplo 1.3, calcular Rs, Z y

Bg para todas las presiones y graficar Rs vs. P y Bg vs. P

Ejemplo 1.4

Una prueba de liberacin diferencial ha sido realizada en una muestra de

petrleo crudo. La muestra, con un volumen de 300 c.c. ha sido colocada en

una celda PVT a presin del punto de burbuja de 3000 psia y temperatura de

reservorio de 180F. La temperatura se ha mantenido constante y la presin

se ha reducido a 2500 psi removiendo mercurio de la celda.

El volumen total del hidrocarburo se ha incrementado a 346.5 c.c.

Se ha purgado el gas a presin constante (inyectando mercurio) y se ha

encontrado que ocupa un volumen de 0.145 pcs. El volumen de petrleo

remanente ha sido 290.8 c.c.. El proceso anterior se ha repetido a 2000 psia

y el petrleo remanente a condiciones de tanque, obtenindose los

siguientes resultados:

Presin(psia)

Temp.F

Vol.totalc.c.

Vol.gasLiberado, pcs

Vol. Pet.c.c.

2000 180 392.3 0.290 281.5

14.7 60 --- 0.436 230.8

Calcular la solubilidad del gas a 3000, 2500 y 2000 psia

1.7.3 AGOTAMIENTO A VOLUMEN CONSTANTE

Este tipo de liberacin

se efecta con fluidos

de yacimientos de gasy condensado.

1. Una muestra de

fluido de yacimiento

se carga en la celda

PVT a presin del

punto de roco y

temperatura deyacimiento. (a)

2. Manteniendo la temperatura constante, se baja la presin por medio de

extraer mercurio de la celda; en estas condiciones se forman gotas de

lquido retrgrado que condensan y se juntan en la parte inferior de la

celda. (b)

Hg

Pet + gasZi

P1 = Pd

Pd

(a)

X

ViVt

P2

Hg

P2 < Pd

(b)

Gas

X

Pet.cond VL

3. Manteniendo la

presin y la

temperatura

constantes, se

extrae gas de la

celda abriendo la

vlvula, hasta que el

volumen de gas en

el interior sea igual

al volumen de inicio

de la prueba. (c)

5. Manteniendo siempre la temperatura constante, se vuelve a disminuir la

presin en un decremento determinado repitindose los pasos 2 a 4. (d)-(e)

P4

Hg

Pet.cond

P4 < P3

(d)

Gas

X

Hg

Pet + gasZi

P1 = Pd

Pd

(a)

X

Vi

P2

Hg

P2 < Pd

(b)

Gas

X

Vt

Pet.cond VL

4. El volumen de gas

extrado es medido y

se determina su

composicin molecular, tambin se registra el volumen retrgrado.

6. El proceso se repite hasta la presin de abandono.

P5 = P4

P5

(d)

gas

Hg

Pet.cond

Gas

P3 = P2

P3

(c)

gas

Hg

Pet.cond

Gas

AGOTAMIENTO A VOLUMEN CONSTANTE

CLCULOS - AGOTAMIENTO A VOLUMEN CONSTANTE

donde:

Pd = presin en el punto de roco, psia

Vi = volumen inicial de gas, pc

ni = nmero de moles iniciales de gas = m/Ma

Ma = peso molecular aparente, lb/lb-mol

m = masa del gas inicial in situ,lb

R = constante de los gases, 10.731

Zd = factor de compresibilidad a la presin del punto de roco

El factor de compresibilidad inicial del gas es calculado de la

ecuacin de gas real:Paso 1.-

d id

i

p Vz

n RT (1.1)

El gas inicial in situ en unidades estndar se puede calcular de:

379.4i iG n (1.2)

Gi = Gas inicial in situ, pcs

ni = nmero de moles iniciales

Volumen de 1 lb-mol de gas a 14.7 psia y 60 F = 379.41 pc

Paso 2.-

100LLi

VS x

V

El volumen retrgrado de lquido VL es reportado como el porcentaje

del volumen inicial Vi, que representa bsicamente la saturacin de

lquido retrgrado:

Los correspondientes moles de gas producidos pueden ser

calculados de:

379.4

gp csp

Vn (1.3)

np = moles de gas producidos= volumen de gas producido medido a c.s., pcs gp csV

Factor de compresibilidad de la fase gas a Presin y Temp. de la celda:

,gp P Tctual

ideal ideal

VVZ

V V (1.4)

p

ideal

RTnV

PDonde:

,

. .

379.4 gp P T

gp c s

P VZ

RT V

Combinando las ec. (1.3) y (1.4) y despejando el factor de

compresibilidad, Z:

El factor de dos fases Z representa la compresibilidad total de todo

el fluido remanente (gas y lquido retrgrado) en la celda y es

calculado de la ley de los gases reales:

( . ) i

i p

PVZ dos fases

n n RT

(1.6)

(ni-np) = moles remanentes de fluido en la celda

ni = moles iniciales en la celda

np = moles acumulados de gas removidos

El factor de dos fases Z es una propiedad significativa, debido a que es

usado cuando se construye una grfica P/Z vs. gas acumulado, con el

fin de evaluar la produccin de gas condensado.

(1.5)

% 100

gp csp

i

VG x

G

El volumen de gas producido como un porcentaje de gas in situ es

calculado dividiendo el volumen de gas producido por el gas inicial

in situ a c.s.:

(1.7a)

(1.7)

o

% 100

p

p

i original

nG x

n

Nota.- Los datos de volumen relativo obtenidos frecuentemente requierencorrecciones por inconsistencias de laboratorio, para valores por debajo del punto desaturacin. Para ello se emplea la correlacin Y, que trabaja con ajuste lineal (regresinlineal)

Ejemplo 1.5

Los siguientes datos se obtuvieron del anlisis de una muestra

recombinada del gas y del condensado del separador. El experimento se

hace en una celda PVT cuyo volumen inicial disponible para hidrocarburos

es 3958.14 c.c.

Los GPM (galones de condensado por millar de pies cbicos de gas) de gas

hmedo y las relaciones gas seco/petrleo se calcularon a partir de los

factores o constantes de equilibrio Ki, usando la produccin obtenida de un

separador que opera a 300 psia y 70F. La presin inicial del yacimiento es

4000 psia valor muy cercano a la presin del punto de roco - , y latemperatura 186F.

P, psia 4000 3500 2900 2100 1300 605

CO2 0.18 0.18 0.18 0.18 0.19 0.21

N2 0.13 0.13 0.14 0.15 0.15 0.14

C1 61.72 63.10 65.21 69.79 70.77 66.59

C2 14.10 14.27 14.10 14.12 16.63 16.06

C3 8.37 8.25 8.10 7.57 7.73 9.11

i-C4 0.98 0.91 0.95 0.81 0.79 1.01

n-C4 3.45 3.40 3.16 2.71 2.59 3.31

i-C5 0.91 0.86 0.84 0.67 0.55 0.68

n-C5 1.52 1.40 1.39 0.97 0.81 1.02

C6 1.79 1.60 1.52 1.03 1.73 0.80

C7+ 6.85 5.90 4.41 2.00 1.06 1.07

100 100 100 100 100 100

Composicin en porcentaje molar

. . .

4000 3500 2900 2100 1300 605

Peso molecular del C7+ 143 138 128 116 111 110

Factor desviacin del gas a 186F para el gas hmedo o total

0.867 0.799 0.748 0.762 0.819 0.902

Produccin de gas hmedo, c.c. a T y P del recipiente

0 224.0 247.0 1303 2600 5198

GPM de gas hmedo (calculado)

5.254 4.578 3.347 1.553 0.835 0.895

Razn gas seco/petrleo, pcs/bls

7127 8283 11621 26051 49312 45872

Lquido retrgrado, por ciento del volumen del recipiente

0 3.32 19.36 23.91 22.46 10.07

. . .

Calcular:

a) En base al contenido inicial de gas hmedo en el yacimiento,1.00 MM

pcs, cules son las recuperaciones de gas hmedo, gas seco y

condensado en cada intervalo de presin si se considera empuje por

agotamiento?

b) Cules son los volmenes de gas seco y condensado inicialmente en el

yacimiento en 1.00 MM pcs de gas hmedo?

c) Calcular la recuperacin acumulada y el porcentaje de gas hmedo, gas

seco y condensado en cada intervalo de presin, si se considera empuje

por agotamiento.

d) Si la presin de abandono es 605 psia, la porosidad 10% y la saturacin

de agua connata 20%, cules son las recuperaciones en base de un

acre-pie?

1.8 RECOMBINACIN DE MUESTRAS

En el inciso 1.4 se vio el principio terico para la toma de muestras

en yacimientos de gas condensado y gas hmedo y que, por

extensin, puede aplicarse a yacimientos de petrleo.

Se vio que en el separador de alta presin, debe obtenerse una

muestra de gas y otra de lquido; entonces en necesario recombinar

estas muestras parciales para tener la muestra representativa del

fluido del reservorio.

La recombinacin consiste en la mezcla fsica proporcional de

dichas muestras parciales.

Existen dos tipos de recombinacin:

Bajo composicin conocida

Bajo composicin desconocida

1.8.1 RECOMBINACIN BAJO COMPOSICIN CONOCIDA

En este caso se conocen las composiciones molares, tanto del gas

como del lquido.

La recombinacin se obtiene con los siguientes pasos:

1. Determinar la cantidad de moles de gas y la cantidad de

moles de lquido que deben conformar la muestra

representativa del fluido del reservorio.

2. Determinar la composicin del fluido del reservorio en base

a las proporciones molares y composiciones del gas y del

lquido

1.8.2 RECOMBINACIN BAJO COMPOSICIN DESCONOCIDA

Bajo condiciones estndar asumidas, Pcs = 14.7 psia y Tcs = 60F, se

tienen las siguientes constantes:

- volumen de un mol de gas = 379.4 p3/mol

- peso molecular del aire seco = 28.97 lb/mol

Tomando en cuenta como base:

- 1 bls de petrleo, y

- R = volumen de gas seco medido, pcs/bls

(relacin gas/petrleo)

Se puede establecer las siguientes ecuaciones:

peso del gas seco del separador, mg28.97

379.4

g

g

Rm

(1.8)

peso total lquido del separador, mo

350o om (1.9)

donde 1 gr/cm3 = 350.5 lb/bbl

(1.10)

peso total lquido del separador, mw

w g om m m

0.07636 350w g om R

moles de gas, ng

379.4g

Rn (1.11)

moles de lquido, no

350 oo

o

nM

(1.12)

peso molecular del fluido del reservorio, Mw

0.07636 350

350

379.4

g oww

ow

o

RmM

Rn

M

(1.15)

total de moles, mt

t g on n n

(1.14)

(1.13)

Mo es el peso molecular de lquido. Si no se conoce, se puede hallar

una aproximacin con la relacin:

42.435954

8.8 1.008

oo

o

MAPI

350

379.4

g

t

o

Rn

M

Las constantes crticas del C7+ se pueden obtener por correlaciones:

mtodos de Rowe, Riazi-Daubert, otro. Revisar Captulo 2 de Ingeniera

de Reservorios I.

Considerando un sistema tpico de separacin de dos etapas,

conformado por un separador y un tanque de almacenaje, para aplicar

las anteriores ecuaciones es necesario calcular la relacin

gas/petrleo total R tomando en cuenta adems el gas que se

desprende del tanque de almacenaje. Por otra parte, es necesario

calcular la gravedad del gas como un promedio ponderado en base a

sus gravedades especficas.

Si se tiene que el fluido del reservorio es gas, su gravedadespecfica se determina con la relacin:

(1.16)28.97

ww

M

---------------

Ejemplo 1.6 (Recombinacin bajo composicin desconocida)

Un yacimiento de gas condensado produce 177 bls/d con una gravedad API

de 54. El separador produce 3540M pcs/d de gas con una gravedad

especfica respecto al aire de 0.74, y del tanque de almacenaje se recupera

88M pcs/d de gas con una gravedad de 1.2. Si la presin inicial del

reservorio es 3555 psia y la temperatura de 195F, calcular:

c.s.: 14.65 psia y 60F

Pi = 3555 psiaTi = 195F

177 bls/d54 API

3540M pcs/dg = 0.74

88M pcs/dg = 1.2

14.45psia60F

separador tanque

a) La relacin gas-petrleo total.

b) La gravedad especfica

promedio del gas producido.

c) El peso molecular

aproximado del condensado.

d) Los moles de lquido y gas en

el fluido del reservorio.

e) La gravedad especfica del

fluido de reservorio.

Ejemplo 1.7 (Recombinacin bajo composicin conocida)

Los siguientes datos fueron obtenidos de un reservorio de gas

condensado:

Presin inicial de reservorio: 5365 psia

Temperatura de reservorio: 263F

Porosidad: 24%

Saturacin de agua intersticial: 28%

Caudal de produccin gas separador: 925600 pcs/d

Caudal de produccin de condensado: 33.5 bls/d

Condiciones estndar: 17.7 psia y 60F

Peso molecular del C7+ de lquido de sep: 0.8515

Factor volumtrico del lquido de sep.: 1.245 bbl/bls

API: 50.28

Calcular los volmenes originales de gas y condensado in situ en base a la

composicin de gas de separador y lquido de tanque (datos adjuntos a

continuacin):

Ejemplo 1.7 (cont.)

Comp. Yi (gas sep.) Xi (liq. tanque)

CO2 0.0140 0

C1 0.9219 0.1925

C2 0.0405 0.0515

C3 0.0105 0.0325

i-C4 0.0065 0.0120

n-C4 0.0033 0.0204

i-C5 0.0004 0.0165

n-C5 0.0003 0.0173

C6 0.0015 0.0412

C7+ 0.0011 0.6161

1.0000 1.0000

Ejemplo 1.8 (Prctica)

Un yacimiento de gas hmedo produce a travs de un sistema de

separacin de dos etapas. Las relaciones gas/petrleo son 98835 pcs/bls

(sep.) y 408 pcs/bls (tanque).

Comp Yi gas sep.

Yi gas tanque

Xi liq. tanque

C1 0.8814 0.4795 0.0026

C2 0.0730 0.1769 0.0054

C3 0.0297 0.1755 0.0194

i-C4 0.0054 0.0490 0.0148

n-C4 0.0045 0.0466 0.0193

i-C5 0.0023 0.0293 0.0312

n-C5 0.0017 0.0222 0.0293

C6 0.0016 0.0190 0.0902

C7+ 0.0004 0.0020 0.7878

1.0000 1.0000 1.0000

El lquido de tanque es de 55.4 API. Las

composiciones de las muestras de

superficie se dan en la siguiente tabla:

Propiedades del C7+:

grav. especfica = 0.779peso molecular = 131 lb/lb-mol

Calcular la composicin del gas de

reservorioyi separador

Sep. tanque

yi tanque

xi tanque

98835 pcs/bls 408 pcs/bls

55.4 API

1.9 CROMATGRAFO

Es el equipo que se utiliza para efectuar el anlisis de la

composicin de muestras de hidrocarburos de pozo, de gas o

lquido.

Aunque hay diferentes sofisticaciones de acuerdo al fabricante, el

principio bsico, los dispositivos y los componentes son comunes.

SISTEMA DE INYECCIN (1)

Es el dispositivo donde se carga la muestra. Diferentes tipos de

hidrocarburos requieren diferentes tipos de carga que pueden

ser: una vlvula de carga o una jeringa similar a la hipodrmica.

MEDIO DE TRANSPORTE (2)

Por lo general es helio. Este gas

transporta la muestra hasta la

columna de separacin y al

detector.

1

2

Esquema de un Cromatgrafo

COLUMNA DE SEPARACIN (3)

El propsito de este dispositivo es efectivamente separar las

fases de los componentes. Se basa en el principio de que cada

componente tiene un determinado tiempo de llegada, El agente

de separacin dentro de la columna permite que las molculas

pequeas viajen a travs de la columna a mayor velocidad que

las molculas grandes, esto hace que cada

componente individual tenga su propio

tiempo de llegada al detector.

DETECTOR (4)

Produce una fuerza electromotriz.

La presencia de un componente

diferente al gas transportador (He)

produce un cambio en el voltaje

del detector, grandes concentraciones

de un componente producen grandes

cambios de voltaje.

1

2

3

4

Esquema de un Cromatgrafo

REGISTRADOR (5)

Es un dispositivo graficador que trabaja con la f.e.m. del

detector vs. tiempo. Existe una lnea base, que es el nivel cero

provocado por el gas transportador (He) y sirve para calibrar el

instrumento. Es la f.e.m. que registra el detector cuando el helio

pasa a travs de el.

INTEGRADOR (6)

Es el dispositivo que permite indicar

el momento en que salen de la

columna los componentes.

1

3

4

5

6

Lnea baseEsquema de un Cromatgrafo

2

PICO

Es la respuesta registrada cuando el

componente pasa por el detector.

RESOLUCIN

La resolucin es el intervalo de

tiempo cuando ningn componente

est pasando por el detector.

REA

El rea bajo el pico representa la

concentracin del componente en la

muestra.

Registro de un Cromatgrafo

Lnea base

Pico

Resolucin

rea