CALIDAD DE LOS FLUIDOS

PRODUCIDOS

Propiedades de los Fluidos

Para establecer los procesos que deben aplicarse a las corrientes de producción obtenidas de un campo en particular, debemos determinar experimentalmente varias propiedades que serán útiles para el diseño las operaciones y de los equipos de proceso.

De manera general, son de utilidad para los cálculos de ingeniería las siguientes propiedades:

Para el Aceite crudo: Densidad y viscosidad y tensión superficial.

Para el Gas natural: Densidad, viscosidad y factor de compresibilidad.

Para el Agua Congénita: Densidad y viscosidad.

De manera particular, para diseñar cada proceso que se requiere dar a las corrientes de producción, es necesario obtener otras propiedades específicas:

Para los procesos de separación gas-líquido: RGA, RGL, Rs

Para los procesos de endulzamiento y deshidratación del gas natural: Composición del gas (cromatografía).

Para los procesos de deshidratación y desalado de aceite crudo: contenido de agua y sedimentos y salinidad.

Para los procesos de estabilización y almacenamiento de aceite crudo: Presión de Vapor Reid, factor de encogimiento, presión de burbuja.

Existen procedimientos experimentales que nos permiten determinar las propiedades del aceite crudo, del gas natural y del agua congénita, teniendo disponibles muestras apropiadas.

GPA 2286 – Análisis composicional de gas natural y mezclas gaseosas similares por cromatografía de gases.

ASTM D1298 - Determinación de densidad, densidad relativa o gravedad API de aceite crudo y productos líquidos del petróleo por el método del hidrómetro.

ASTM D445 – Determinación de viscosidad cinemática de líquidos opacos y transparentes (y cálculo de la viscosidad dinámica).

ASTM D4007 – Determinación de agua y sedimentos en aceite crudo por el método de centrifugación.

ASTM D323 – Determinación de la presión de vapor de productos del petróleo (método Reid).

UOP-22 – Determinación de contenidos de sal en aceites crudos.

Sin embargo, algunas propiedades requieren ser determinadas a condiciones de yacimiento, verificar su comportamiento al variar las condiciones e involucran cambios de fase, lo cual dificulta su determinación por medios “convencionales”.

Para la determinación de este tipo de propiedades, se requiere realizar los denominados análisis PVT.

ANÁLISIS PVT Y PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS

Los análisis PVT son estudios precisos de las propiedades y el comportamiento del equilibrio de fases, utilizados para caracterizar a los fluidos en un yacimiento y evaluar su desempeño volumétrico cuando se modifican sus condiciones de presión y temperatura.

Estos estudios se realiza en laboratorio mediante una muestra de fluido, que debe ser tomada preferentemente a las condiciones de yacimiento.La cantidad de datos deseados determina el número de ensayos a realizar en el laboratorio.

Existen tres tipos de ensayos de laboratorio utilizados para estudiar las muestras de hidrocarburos de un yacimiento:

1. Ensayos Primarios en campo2. Ensayos de Rutina en Laboratorio 3. Ensayos Especiales de Laboratorio

1.- Ensayos Primarios- Son procedimientos simples en campo- Se mide directamente la densidad relativa de los líquidos producidos (aceite y agua).- Se mide las relaciones gas-aceite (RGA) y gas-líquido (RGL) de los fluidos producidos.

2. Ensayos de Rutina en Laboratorio PVT- Sirven para caracterizar los fluidos del yacimiento- 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.

Es recomendable que la muestra que se utilice para hacer el análisis composicional del fluido se obtenga del yacimiento al inicio de la vida del mismo. O sea que sea lo más próximo posible al fluido original en el yacimiento. Esto permite reducir la probabilidad de que exista gas libre en la región de aceite del yacimiento.

Se recomienda que el análisis composicional del fluido incluya una separación de los componentes hasta C10 como mínimo. Los laboratorios más sofisticados utilizan Ecuaciones de Estado que requieren mínimamente composiciones hasta C30 y más pesados.

1. Baño de calentamiento con aceite de silicón

2. Celda PVT (volumen de 0.6 – 1.0 lt)

3. Válvula

4. Bomba de mercurio graduada

5. Manómetro de precisión

6. Válvula de entrada a la celda.

EQUIPO BÁSICO PARA ANÁLISIS PVT

ENSAYO DE EXPANSION A COMPOSICION CONSTANTE

Estos ensayos son desarrollados en gas condensado o aceite crudo para simular las relaciones Presión-Volumen de un sistema de hidrocarburos.

El ensayo permite determinar:

o Presión de burbuja (Pb)o La densidad del aceite en el punto de burbuja y a presiones mayoreso Coeficiente de compresibilidad isotérmica de líquido ( Co )o Volumen total de hidrocarburos en función de la presión (Vt)

El experimento consiste en colocar una muestra de hidrocarburo (aceite crudo o gas condensado) en una celda visualizada PVT a temperatura del yacimiento y a una presión superior a la presión inicial del reservorio (P1).

La presión es reducida gradualmente paso a paso a una temperatura constante del yacimiento (Ty) removiendo mercurio de la celda PVT y el volumen total del hidrocarburo (Vt) es medido para cada decremento de presión.

Vt1

Vt3

=V

b

aceite aceite aceiteaceite

aceite

gas gas

Hg Hg HgHg

Hg

P1

>> Pb

P2

> Pb

P3

= Pb

P4

< Pb

P5

< P4

1 2 3 4 5

Vt2

Vt4 Vt5

EXPANSIÓN A COMPOSICIÓN CONSTANTE

La presión de burbuja (presión de burbuja o de rocío) y el correspondiente volumen son observados y registrados, los mismos son utilizados como volumen de referencia, Vsat.

0.80

0.90

1.00

1.10

1.20

1.30

1.40

1.50

1.60

1.70

1.80

2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000

Pressure (psia)

Rel

ativ

e Vo

lum

e (V

r)

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 matemáticamente se expresa por la siguiente ecuación:

La densidad del aceite 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 determina utilizando el volumen relativo, Vrel:

En este ensayo los volúmenes relativos son iguales a 1 en la presión de saturación.Es importante notar que no se extrae ninguna masa del fluido y la composición se mantiene constante.

El coeficiente de compresibilidad del aceite (Co) para presiones por encima de la presión de saturación o burbujeo se puede obtener utilizando los volúmenes relativos obtenidos experimentalmente, mediante la siguiente relación:

Ejemplo: Al realizar un análisis PVT de expansión a composición constante a 247°F, se observó el punto de burbuja de un aceite a 1936 psig, obteniéndose la siguiente tabla de resultados:

Presión (psig)

Volumen total (cm³)

peso (grs)

6500 422.546000 424.845500 427.235000 429.804500 432.504000 435.433500 438.643000 442.112500 445.942400 446.802300 447.612200 448.512100 449.372000 450.311936 450.90 292.361930 451.53

Determinar: - La densidad del aceite a la presión de burbuja.- La densidad del aceite y el coeficiente de compresibilidad del aceite a

6000 psig, 4500 psig, 3000 psig y 2300 psig.

ENSAYO DE LIBERACION DIFERENCIAL

Únicamente se realiza a sistemas de hidrocarburos de merma baja (RGA < 2000 pie³/Bl a cs).

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 aceite 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 presiones menores, en cada etapa y luego de la agitación de la muestra, se extrae el gas liberado inyectando mercurio.

Los volúmenes de gas y de aceite 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 °F. El volumen residual de esa medida también se mide.

Las propiedades experimentales obtenidos mediante este ensayo incluyen:

o Relación de solubilidad como función de la presión (Rs)o Los factores volumétricos del petróleo y del gas (Bo, Bg).o El encogimiento en el volumen de petróleo como función de la presión.o Propiedades del gas liberado y su composición.o Densidad del petróleo remanente como función de la presión.

LIBERACION DIFERENCIAL

Con los datos obtenidos es posible calcular las propiedades:

Factor volumétrico de gas:

csBlcyBl

csBlcsBlcsBlcyBl

VV

VVB

org

orgg @

@;

)@/@()@/@(

;)/(

)/(

Factor de compresibilidad del gas:

TP

BPTZ

cs

gcs

Factor volumétrico del aceite:

csBlcyBl

VV

Bor

oo @

@;

Relación de solubilidad Gas-Aceite inicial:

csBlcspie

FR máxsi @@³

;615.5

Gas remanente disuelto en el aceite:

csBlcspie

FFR

csBlcspie

FRR

máxs

sis

@@³

;)(615.5

@@³

);615.5(

Donde:

csBl

csBlv

vF

or

g

@@

Factor volumétrico total :

csBlcyBl

BRRBB gssiot @@

;)(

Presión Vo/Vor Vg/Vor Vg/Vor

(Psia) (RB/STB) (RB/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

Ejemplo: Al realizar un análisis PVT de liberación diferencial a 200°F, se obtuvo la siguiente tabla de resultados:

Determinar: Los factores volumétricos de gas y aceite, el factor de compresibilidad del gas, la Relación de solubilidad del aceite y el factor de volumen total a cada presión del ensayo.

Es un ensayo donde 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.

EXPANSIONES EN EL SEPARADOR

Esta expansión se puede realizar 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.

Hg

Aceite

Gas

P bGas

Separador

Gas

Tanque

Vcs

Separador 1 Separador 2 Separador 3 Tanque

P1 P2P3 Pcs

Vg1 Vg2 Vg3

Vl1 Vl2 Vl3

El volumen de aceite 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 (Bl cy /Bl cs)

Rsbf =Relación gas-paceite disuelto en el punto de burbuja (pie3 cs/Bl cs)

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.

CONDICIONES ÓPTIMAS DE SEPARACIÓN

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 son aquellas a las que se obtienen valores mínimos de Bobf y Rsbf.

Esto permite obtener el mínimo volumen de gas y el máximo volumen de aceite a partir de la misma cantidad de petróleo inicial.

Psep Tsep Rsbf Bobf

(Psia) (◦F) Bl cy /Bl cs

pie3 cs/Bl cs

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 psiaTsep = 60 FBobf = 1,2791 (Bl cy /Bl cs)Rsbf = 488 (pie3 cs/Bl cs)

Ejemplo: Con los resultados de la tabla identificar las condiciones óptimas de separación:

1.- Las características de la formación y del pozo. Las condiciones de obtención de la muestra (P, T originales del yacimiento) en campo.

2.- Análisis composicional de las muestras originales en fase gaseosa (cromatografía completa)

3.- Mediciones de la viscosidad del aceite a temperatura del yacimiento 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 aceite.

ANALISIS EXPERIMENTAL COMPLETO DE LAS PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS

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

6.- Expansión diferencial a la temperatura del yacimiento.

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.

ESPECIFICACIONES DE LOS PRODUCTOS OBTENIDOS PARA SU ENTREGA

Las especificaciones del aceite crudo para su entrega a refinación y/o exportación son actualmente las siguientes:

- Contenido de agua y sedimentos: 0.5 % vol máximo- Contenido de sal: 50 libras/1000 bls de aceite crudo- Presión de Vapor Reid: 6 psi

Las especificaciones del gas natural para su entrega a consumo se establecen en la Norma NOM-001-SECRE-2010.

NORMA Oficial Mexicana NOM-001-SECRE-2010, Especificaciones del gas natural

Las especificaciones para la disposición final del agua congénita en formaciones receptoras en el subsuelo (pozos petroleros agotados) se establecen en la NOM-143-SEMARNAT-2003.