capitulo 1 analisis pvt
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-
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
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