Propiedades de fluidos en el reservorio y análisis pvt

ING.MIGUEL VIDAL.

ANALISIS EXPERIMENTAL DE LOS

FLUIDOS

[email protected]

ING.MIGUEL VIDAL.

Propiedades de Petróleo Negro

Factor Volumétrico del Petróleo (Bo)

dardsscondicioneaentoalmacenamidequeelenpetróleodevolumen

reservoriodelscondicioneadisueltogaspetróleodeVolumenBo

tantan

o

oB

b1

Factor de encogimiento

Pb

Bo (res bbl/STB)

1.0

1.8

Presión del reservorio, psig

0.0

Propiedades de los Hidrocarburos

[email protected]

L

Gas (G)

Petróleo (O)

Agua (W)


Stock

Tank

Gas

Gas del

separado

r

Primera

etapa de

separación

Stock

Tank

(ST)

Segunda

etapa de

separación

GORsp

ysp

yST

GO

RST

xST

VR

Vsc

1sc

Ro

V

VB

11

R

sc

o

oV

V

Bb

ING.MIGUEL [email protected]


Solubilidad del gas (Rs)

dardesscondicioneaentoalmacenamidequealentrandopetróleodeVolumen

petróleoelendisueltogasdeVolumenRs

tantan

Pb

Rsb

0.0


0.0

Rs (sfc/STB)




Factor Volumétrico Total o Bifásico (Bt)

)( ssbgot RRBBB

Pb

Bt (res bbl/STB)

1.0

20


0.0

Bt

Bo




Coeficiente Isotérmico de Compresibilidad

Pb

co (1/psi)

0.0

30

Presión del reservorio, psi

0.0

bo ppc

obo e

T

o

oTT

op

B

Bp

v

p

v

vc

1ln1


Es la variación de volumen que sufre el petróleo debido a una variación de la

presión por unidad de volumen. Esta propiedad es importante en yacimientos

subsaturados o de petróleo negro.



Coeficiente de Viscosidad

Pb

o (cp)

0.0


0.0


Es la propiedad que condiciona el movimiento del fluido por los poros de la roca

reservorio, un fluido viscoso produce mayor fricción en el flujo interno del reservorio y por

tanto menor caudal de flujo. Los gases tienen viscosidades muy pequeñas comparadas a

las del petróleo y eso permite una mayor recuperación.


Propiedades de Petróleo

Viscosidad Dinámica ( )

La viscosidad dinámica del petróleo, μo, normalmente es obtenida

experimentalmente y expresada en Segundos Saybolt Universales (tSUS),

producto de la medición de esta propiedad en un equipo Saybolt. Para

cálculos en ingeniería la viscosidad se expresa normalmente en

centipoises, cp, su equivalencia con tSUS en segundos está dada por:

SUS

SUS

o tt

G

7,149219,0

donde, esta en centipoises y Go es la gravedad específica del petróleo a

la temperatura de medición.



Propiedades de Petróleo Volátil

Pb

Bo (res bbl/STB)

1.0


0.0Pb

Rs (sfc/STB)

0.0


0.0

3000



Propiedades de Gases Secos

Factor Volumétrico del Gas de Formación

Esta propiedad se define como la relación entre el volumen que ocupa el

gas a condiciones del reservorio y el volumen que ocupa a condiciones

normales en superficie.

Las unidades que se utilizan a condiciones del reservorio son res-cf/scf,

o tambien res-bbl/scf.

El factor volumétrico de la formación es también conocido como el

factor volumétrico del reservorio. El recíproco del factor volumétrico es

conocido como factor de expansión del gas.



Factor Volumétrico del Gas de Formación (Bg)

Presión (P)

Factor

Volumétrico

Bg

00

scf

cfres

p

TZB

R

RRg ;02828,0

scf

bblres

p

TZB

R

RRg ;00502,0

donde, T[oR] y p[psia].


dardsscondicioneagasdeVolumen

reservoriodelscondicioneagasdeVolumenBg

tan


Coeficiente Isotérmico de Compresibilidad

Presión (P)

Compresibilidad

del gas

cg

00

ctteT

gP

v

vc

1

prTprpcprpc

gp

Z

Zpppc

11

prTprpr

pcgp

Z

Zppc

11


Es la variación de volumen que sufre el gas debido a una variación de la presión

por unidad de volumen. Esta propiedad es importante en yacimientos de gas y

saturados a elevadas presiones.


Coeficiente de Viscosidad Dinámica ( )

p

pdy

du

Viscosidad del gas

g

Presión ded Reservorio (P)00

Incremento de

Temperatura j

jj

j

jjgj

gMy

My

2/1

2/1

1

1

2121111 2 gNgCOggg SHT

T

T

g

g

g

g 1

1




Coeficiente de Viscosidad Dinámica ( )


Propiedades de Gas Húmedo

Las propiedades del gas húmedo a condiciones del reservorio se

obtienen a partir de la composición del gas húmedo y las correlaciones

de gas seco para las distintas propiedades.

La composición del gas húmedo generalmente se la obtiene a partir de

información de la unidad de separación en superficie y un proceso de

recombiniación.



Propiedades de Gas Húmedo

Las propiedades del gas húmedo a condiciones del reservorio se

obtienen a partir de la composición del gas húmedo y las correlaciones

de gas seco para las distintas propiedades.

La composición del gas húmedo generalmente se la obtiene a partir de

información de la unidad de separación en superficie y un proceso de

recombiniación.

• Recombinación conociendo la composición en superficie

• Recombinación sin conocer la composición en superficie



Recombinación Conociendo la Composición

en Superficie

Cabeza de

pozo

Stock Tank

GasGas del

separador

Primera etapa

de separación

Stock Tank

(ST)

Segunda etapa

de separación

GORsp

ysp

yST

GORST xST



Recombinación Conociendo la Composición

en Superficie

Gas a presión

intermedia

Gas a alta

presión

Primera etapa

de separación

Segunda etapa

de separación

Almacenamiento

de Condensado

Cabeza de

pozo

GORsp1

GORsp2

Gg sp1 Gg sp2

GORST

Gg ST

Tercera etapa

de separación



Propiedades del Agua

Las propiedades más importantes del agua para el estudio de

reservorios son similares al del gas y del petróleo, o sea:

Bw = Factor Volumétrico del Agua (RB/STB)

cw = Compresibilidad del agua (1/psi)

w = Viscosidad del agua

El comportamiento de estas propiedades es similar a la del petróleo y la

literatura dispone de ecuaciones y modelos para su evaluación. Tambien

es posible obtenerlo de forma experimental.



ANÁLISIS PVT Y PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS

Estudios precisos de las propiedades y el comportamiento del

equilibrio de fases son necesarios para caracterizar a los fluidos en

un reservorio y evaluar su desempeño volumétrico a varios niveles

de presión.

Estos estudios se los realiza en laboratorio mediante una muestra de

fluido, este análisis es conocido como Análisis PVT.

La cantidad de datos deseados determina el número de ensayos a

realizar en el laboratorio.


Existen tres tipos de ensayos de laboratorio utilizados para estudias

las muestras de hidrocarburos de un reservorio:

1. Ensayos Primarios en campo

2. Ensayos de Rutina en Laboratorio

3. Ensayos Especiales de Laboratorio PVT



1.- Ensayos Primarios

- Simples en campo

- Se mide gravedad específica, G

- Se mide la relación gas-petróleo de los hidrocarburos

producidos.



2. Ensayos de Rutina en Laboratorio PVT

- Sirven para caracterizar los fluidos del reservorio

- Se realizan en laboratorio de forma rutinaria

- Análisis composicional del sistema

- Expansión de una composición constante

- Liberación diferencial

- Ensayos de separación

- Declinación a volumen constante



3. Ensayos Especiales de Laboratorio PVT

- Solo en aplicaciones especiales

- Cuando la explotación se realiza inyectando gas miscible.



COMPOSICION DEL FLUIDO EN EL RESERVORIO

Es recomendable obtener una muestra del fluido en el reservorio al

inicio de la vida del mismo. O sea que sea lo más próximo posible al

fluido original en el reservorio. Esto permite reducir la

probabilidad de que exista gas libre en la región petrolífera del

reservorio.

Se recomienda que un análisis composicional del fluido debe incluir

una separación de los componentes hasta C10 como mínimo. Los

laboratorios más sofisticados utilizan Ecuaciones de Estado que

requieren minimamente composiciones hasta C30 o más pesados.



ENSAYOS DE EXPANSION A COMPOSICION CONSTANTE

Estos ensayos son desarrollados en gas condensado o petróleo crudo

para simular las relaciones Presión-Volumen de un sistema de

hidrocarburos.

El ensayo permite determinar:

oPresión de saturación (Pb o Pdp)

oCoeficiente de compresibilidad isotérmica de líquido ( Co ò Cg)

oFactor de compresibilidad de la fase gaseosa

oVolumen total de hidrocarburos en función de la presión




El experimento consiste en colocar una muestra de hidrocarburo

(petróleo o gas) en una celda visualizada PVT a temperatura del

reservorio y a una presión superior a la presión inicial del

reservorio, PRi .

La presión es reducida gradualmente paso a paso a una

temperatura constante del reservorio, TR, removiendo mercurio de

la celda PVT y el volumen total del hidrocarburo, Vt, es medida

para cada incremento de presión.




La presión de saturación (punto de burbuja o de rocío) y el

correspondiente volumen son observados y registrados, los mismos

son utilizados como volumen de referencia, Vsat.

El volumen del sistema de hidrocarburos como función de la

presión de la celda es registrado como la relación del volumen de

referencia. Este volumen es conocido como volumen relativo y

matematicamente se expresa por la siguiente ecuación:

sat

trel

V

VV




En este ensayo los volúmenes relativos son iguales a 1 en la presión

de saturación.

Este ensayo también es conocido como relaciones Presión-Volumen,

liberación flash, vaporización flash ó expansión flash.

Es importante notar que no se extrae ninguna masa del fluido y la

composición se mantiene constante.

La densidad del petróleo a la presión de saturación y por encima de

la presión de ebullición




La densidad del petróleo a la presión de saturación, ρsat, se

determina directamente con las medidas de peso y volumen en la

celda PVT.

La densidad del líquido por encima de la presión de ebullición se la

determina utilizando el volumen relativo, Vrel:

rel

sat

V



Ejemplo: Dada la tabla, verificar las densidades del petróleo

a 4000 y 6500 psi



COEFICIENTE DE COMPRESIBILIDAD DEL PETRÓLEO

El coeficiente de compresibilidad del petróleo, Co, es obtenido para

presiones por encima de la presión de saturación o burbujeo. Para

esto utilizamos los volúmenes relativos obtenidos experimentalmente.

Podemos utilizar la siguiente relación:



ENSAYO DE VAPORIZACION DIFERENCIAL

En este ensayo el gas en solución que es liberado de la muestra de

petróleo durante la declinación de la presión es continuamente

removido del contacto con el petróleo antes de alcanzar el equilibrio

con la fase líquida.

La expansión diferencial es idéntica a la anterior hasta que se alcanza

la presión de burbuja. A menores presiones, en cada etapa y luego de

la agitación de la muestra, se extrae el gas liberado inyectando

mercurio.

Los volúmenes de gas y de petróleo se miden a la presión y

temperatura de la celda. Además, el volumen de gas extraído se mide

en condiciones estándar.




La expansión diferencial es idéntica a la anterior hasta que se alcanza

la presión de burbuja. A menores presiones, en cada etapa y luego de

la agitación de la muestra, se extrae el gas liberado inyectando

mercurio.

Los volúmenes de gas y de petróleo se miden a la presión y

temperatura de la celda. Además, el volumen de gas extraído se mide

en condiciones estándar.

Se continua disminuyendo la presión por etapas hasta alcanzar la

presión atmosférica.

Finalmente se enfría la muestra desde la temperatura del reservorio

hasta 60 oF. El volumen residual de esa medida también se mide.




Las propiedades experimentales obtenidos mediante este ensayo

incluyen:

oCantidad de gas en solución como función de la presión, Rsd.

oLos factores volumétricos del petróleo y del gas (Bod, Bgd).

oEl encogimiento en el volumen de petróleo como función de la

presión.

oPropiedades del gas liberado y su composición (Z y G).

oDensidad del petróleo remanente como función de la presión.



ENSAYO DE

VAPORIZACION

DIFERENCIAL

T=200 oF

Presión Vo/Vor Vg/Vor Vg/Vor

(Psia) (RB/STB) (RB/STB) (STB/STB) (STB/STB)

2781 1,2823 0 0

2600 1,2697 0,0476 7,6581

2400 1,2560 0,0491 7,3018

2200 1,2423 0,0509 6,9457

2000 1,2288 0,0547 6,7676

1800 1,2153 0,0595 6,5895

1600 1,2021 0,0657 6,4114

1400 1,1889 0,0738 6,2333

1200 1,1760 0,0872 6,2328

1000 1,1632 0,1031 6,0552

800 1,1507 0,1310 6,0548

600 1,1385 0,1726 5,8771

400 1,1267 0,2638 5,8763

200 1,1154 0,5215 5,6991

14,7 1,1060 6,7752 5,3428

SC 1 0 0

)/( org VVF



Con los datos obtenidos en la tabla es posible calcular las

propiedades:

Factor volumétrico de gas:

Factor de compresibilidad o de desvío:

Factor volumétrico del petróleo:

STB

RB

STBSTB

STBRB

VV

VVB

org

org

g ;)/(

)/(;

)/(

)/(

TP

BPTZ

sc

gsc

STB

RB

V

VB

or

ood ;



Con los datos obtenidos en la tabla es posible calcular las propiedades:

Relación Gas-Petróleo disuelta inicial:

Gas remanente disuelto en el petróleo:

STB

SCFFR máxsid ;615,5

STB

SCFFFR

STB

SCFFRR

máxsd

sidsd

;)(615,5

);615,5(



Con los datos obtenidos en la tabla es posible calcular las propiedades:

Factor volumétrico total :

STB

RBBRRBB gsdsdbodtd ;)(



Es un ensayo donde un volumen de petróleo contenido en la celda PVT a

la presión de burbuja y a la temperatura del reservorio se expande hasta

alcanzar las condiciones del separador.

Esta expansión se la realiza en una etapa o en multietapas. En cada etapa

se produce una expansión “flash” . Si consideramos el conjunto de las

multietapas la expansión es diferencial.

EXPANSIONES EN EL SEPARADOR

CONDICIONES ÓPTIMAS DE SEPARACIÓN





Gas a baja

presión

Gas a presión

intermedia

Gas a alta

presión

Primer estado

de separación

Segundo

estado de

separación

Tercer

estado de

separación

Almacenamiento

de Condensado

Eliminación de

agua

Agua

Cabeza de

pozo



Un determinado volumen de petróleo en el punto de burbuja se expande

primero hasta la presión del separador y después hasta las condiciones

estándar. En esta condición estándar se miden el volumen de petróleo y

de gas obtenidos.

El volumen de petróleo de partida (en el punto de burbuja) y el volumen

de gas obtenido (en condiciones estándar) se refieren a un volumen

unitario de petróleo en tanque. Por tanto, se posible calcular los

siguientes parámetros:

Bobf = Factor de volumen de petróleo en el punto de burbuja (RBb /STB)

Rsbf =Relación gas-petróleo disuelto en el punto de burbuja ( SCF/STB)





En la tabla se puede ver resultados de laboratorio de ensayos en un

separador de una etapa. Estos ensayos se realizaron a 60 oF y a varias

presiones.



Psep Tsep Rsbf Bobf

(Psia) (oF) SCF/STB RBb /STB

50 60 490 1,2797

100 60 488 1,2791

150 60 490 1,2791

200 60 492 1,2802



Las condiciones óptimas de separación suministran valores mínimos de

Bobf y Rsbf.

Esto permite obtener el mínimo volumen de gas y el máximo volumen de

petróleo a partir de la misma cantidad de petróleo inicial.

Ejemplo: Con los resultados de la tabla identificar las condiciones

óptimas de separación:


Psep Tsep Rsbf Bobf


50 60 490 1,2797

100 60 488 1,2791

150 60 490 1,2791

200 60 492 1,2802

Condiciones óptimas de

separación:

Psep = 100 psia

Tsep = 60 oF

Bobf = 1,2791 (RBb / STB)

Rsbf = 488 (SCF/STB)



Es importante hacer notar que los valores de Bod y Rsd

correspondientes a la presión de burbuja en un ensayo diferencial son

comparables a los valores óptimos de separación obtenidos.



Psep Tsep Rsbf Bobf


50 60 490 1,2797

100 60 488 1,2791

150 60 490 1,2791

200 60 492 1,2802

Condiciones óptimas de

separación:

Psep = 100 psia

Tsep = 60 oF

Bobf = 1,2791 (RBb / STB)

Rsbf = 488 (SCF/STB)



1.- Las características de la formación y del pozo. Las condiciones de

obtención de la muestra (P, T originales del reservorio) en campo.

2.- Análisis composicional de las muestras originales en fase gaseosa

(cromatografía completa)

3.- Mediciones de la viscosidad del petróleo a temperatura del reservorio

en cada rango de presiones, desde la presión de burbuja hasta la

atmosférica.

4.- Estimaciones de la viscosidad del gas en el mismo rango del petróleo.

ANALISIS EXPERIMENTAL COMPLETO DE LAS

PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS



5.- Expansión en equilibrio o “flash” a la temperatura del reservorio.

6.- Expansión diferencial a la temperatura del reservorio.

7.- Expansiones en el o los separadores a distintas condiciones de

operación

8.- Análisis de condiciones óptimas de separación.

9.- Análisis composicional de las corrientes de fase gaseosa en las distintas

etapas de separación.

ANALISIS EXPERIMENTAL COMPLETO DE LAS

PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS



Propiedades de fluidos en el reservorio y análisis pvt

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