Calidad de Los Fluidos Producidos
January 21, 2017 | Author: summersweet | Category: N/A
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Calidad de los fluidos producidos. La determinación de la calidad del crudo es una de las operaciones más importantes dentro del manejo de los hidrocarburos en la superficie y para efectuarlo es necesario recolectar muestras bajo las normas establecidas. Debe tenerse cuidado para estar seguro de que la muestra sea representativa del volumen total del crudo.
1.1 Muestreo de fluidos. En el muestreo del aceite que fluye en la tubería de descarga de un pozo se encuentran grandes variaciones en el porcentaje de agua o aceite. Aunque se hicieran muestreos a intervalos regulares y se promediaran los resultados, es mejor conducir el aceite a un tanque de aforo y muestrearlo después que el agua se haya separado por gravedad. Una vez examinado, el valor obtenido será mucho más representativo que el deducido a partir de muestras en la tubería de escurrimiento. Además, parte del agua se encuentra emulsionada, por lo que no se separa. También se encuentran en suspensión pequeñas partículas de arcilla o arena. Esto sucede sobretodo cerca del fondo del tanque, por lo que un muestreo a diferentes profundidades muestra un incremento en los porcentajes de agua y sólidos conforme va hacia el fondo. El objetivo del muestreo de fluido de un yacimiento es tomar una muestra de aceite que sea representativa del flujo original del yacimiento. Por esta razón, las muestras se deben tomar los primeros días de producción antes de que ocurra una apreciable caída de presión del yacimiento, o al menos hasta que la presión sea mayor o igual a la de burbujeo del aceite original.
Métodos de muestreo. Métodos de Muestreo en Tanques de Almacenamiento 1. Muestra Compuesta: obtener varias muestras a diferentes profundidades y analizarlas independientemente para después promediar los resultados; o también mezclarlos en una copa y analizar la mezcla 2. Muestra Continua: Esta consiste en introducir el extractor o la botella tapada hasta el fondo del tanque al llegar ahí se retira el tapón y se empieza a subir el envase a una velocidad uniforme, permitiendo que se recolecte una muestra del crudo que represente aproximadamente el 85% del volumen total del tanque. 3. Muestra Corrida: Se introduce la botella o el extractor destapado en el aceite hasta la profundidad de la descarga del tanque, llenándose el recipiente; al llegar al fondo se sube, renovándose el líquido contenido, a
una velocidad uniforme, permitiendo que se llene hasta alrededor del 85% de su capacidad. 4. Por Válvulas Muestreadoras: Válvulas instaladas en la pared del tanque, están formadas por un tubo que traspasa la pared del tanque y por una válvula de cierre. El diámetro del tubo varía entre 12.5 mm. y 18.75 mm., dependiendo del tipo de crudo. El extremo del tubo dentro del interior del tanque debe estar por lo menos a 10 cm. de la pared. Cuando la capacidad del tanque es menor a 1590 m3 la disposición de las válvulas. Muestreo de Fluidos en Tuberías de Conducción
Muestreo de Crudo: Se toman en conexiones que se encuentran preferentemente en líneas verticales, y si están en líneas horizontales, deben estar situadas arriba de la parte media del tubo y penetrar hasta el centro del mismo. La parte de la conexión que se encuentra en la línea donde puede estar perforada o con un bisel al final que tenga un ángulo de 45° y esté dirigido en contra del flujo. La muestra se recolecta en una botella de vidrio o metal y después se guarda en un contenedor, para efectuar su análisis.
Gas Natural: El funcionamiento de los dispositivos de muestreo está basado en uno o más fenómenos físicos asociados con las partículas pequeñas, tales como: Su comportamiento bajo la influencia de fuerzas externas Las propiedades ópticas de las partículas sólidas y líquidas en medios gaseosos
Muestreo de Gas
Principio de Funcionmamiento de los Instrumentos
Aparatos de muestreo.
a) Instrumentos de Detección
a) Filtro tipo Mat
b) Colección de Partículas
b) Membranas Porosas
Principio de funcionamiento: 1. Instrumentos de Detección: Dispersión de Luz, es un dispositivo que mide la intensidad de la luz dispersa por partículas suspendidas. Calibrando el aparato se puede obtener la concentración de partículas de gas. Sus partes principales son: a. Fuente luminosa b. Conjunto de lentes y difractores c. Fotocelda d. Amplificador e. Medidor f. Registrador En este aparato se hace fluir el gas a través de un rayo de luz y las partículas se detectan en la fotocelda, como pequeñas manchas luminosas en un fondo negro. Posteriormente estas manchas se amplifican, se miden y se registran, con lo que se obtiene la concentración de las partículas en el gas. El instrumento de detección que se ha empleado más ampliamente, es el dispersor de luz, un dispositivo que mide la intensidad de la luz dispersa por las partículas suspendidas. Calibrando el aparato se puede obtener la concentración de las partículas en el gas. El primer instrumento basado en la dispersión de la luz fue desarrollado por la Mer y Sinclair, sus principales componentes son: una fuente luminosa, un conjunto de lentes y difractores, una fotocelda, un amplificador, un medidor, y un registrador. En este aparato se hace fluir el gas a través de un rayo de luz y las partículas se detectan en la fotocelda, como pequeñas manchas luminosas en un fondo negro. Posteriormente estas manchas se amplifican, se miden y se registran, con lo que se obtiene la concentración de las partículas en el gas.
2. Colectores de partículas: En estos dispositivos se hace pasar una muestra de gas a través del colector, el cual separa las partículas suspendidas, las cuales se pueden examinar ya sea con el microscopio o bien por análisis físicos y químicos. . Los aparatos de muestreo más usados son los filtros, de los cuales existen dos tipos: filtro tipo Mat y membranas porosas. Muestreo automatizado.
Proporcionales. Los muestreadores automatizados proporcionales recogen muestras cuyo volumen es proporcional al gasto del aceite, ya sea variando el volumen de la muestra o cambiando el muestreo de continuo a intermitente o viceversa. Estos a su vez se dividen en: 1. Continuos. Estos muestreadores toman muestras en forma permanente. 2. Intermitentes. Estos muestreadores toman muestras en etapas.
No proporcionales. Los muestreadores automatizados no proporcionales solo se recomiendan en casos donde el gasto de crudo no varía significativamente.
Muestreo a pozos de gas y condensado. El muestreo a pozos de gas y condensado no se efectúa con los métodos mencionados anteriormente, debido a las condiciones existentes tales como: alta relación gas-líquido, alta presión de flujo, volatilidad de los componentes líquidos, etc. Por lo que una manera de recolectar muestras, es colocando un tubo muestreador en el árbol de válvulas que desvía parte del fluido del yacimiento hacia una unidad especial donde se hacen los análisis. Otra manera práctica pero no muy recomendable es por medio de una bala metálica portátil con mangueras de alta presión, la cual se conecta directamente al cabezal del pozo y se toma la muestra a la presión que se requiera.
Métodos de Análisis de fluidos
Métodos de análisis de fluidos.
Determinación de la Densidad Relativa
Análisis de Petróleo Crudo
Determinación de la Presión de Vapor
Análisis de Gas Método de la Centrífuga Análisis de Agua y Sedimentos
Método por Depositación por Gravedad
Método por Destilación
Análisis del crudo. Determinación de la densidad relativa. La densidad relativa se define como la relación que existe entre el peso específico de una sustancia y la del agua (γ= 1.0) Generalmente se mide a condiciones estándar, o sea, a una temperatura de 15.5 0C y 1 atmósfera de presión. Cuando las condiciones a las que se mide son diferentes a las mencionadas (principalmente la temperatura) es necesario corregir ese valor para obtener a las condiciones estándar. Para la obtención de la densidad relativa del crudo se utiliza un densímetro o hidrómetro. Cuya escala varía de acuerdo al tipo de crudo que se va a analizar.
Para efectuar este análisis se puede usar un recipiente de metal o vidrio, hasta su marca de aforo, evitando la formación de burbujas y si estas son formadas, eliminarlas. Después se introduce el densímetro hasta el nivel en que flote de manera libre, con el cuidado de que este no toque las paredes del recipiente. Cuando se equilibre se tomará la lectura donde el nivel del crudo alcance una escala.
Determinación de la presión de vapor. Cuando los líquidos se evaporan, las moléculas que escapan de la superficie ejercen una presión parcial en el espacio, conocida como “presión de vapor”. Si el espacio por encima de la superficie libre del líquido se encuentra limitado, entonces, después de cierto tiempo, el número de moléculas de vapor que chocan contra la superficie de líquido y se condensan, resulta igual al número de moléculas que escapan de la superficie en un intervalo de tiempo dado, estableciéndose el equilibrio
La prueba de la determinación de la presión de vapor se puede dividir en tres etapas: Muestreo. El muestreo debe hacerse con especial cuidado para evitar la evaporación de los componentes ligeros, y por consiguiente alterar la composición de la muestra provocando que la presión de vapor sea diferente a la del crudo almacenado. Transferencia de la muestra del contenedor a la cámara de gasolina. Consiste en trasladar la muestra del contenedor a uno de los componentes que se usa para
medir la presión de vapor, sin que transfiera el vapor que hay en el contenedor, pues alteraría el vapor de la presión de vapor.
Medición de la presión de vapor. El aparato que se usa se le llama recipiente de presión de vapor. Se compone de una cámara de gasolina, cámara de aire, un manómetro y conexiones. A la cámara de aire también se le llama superior y a la de gasolina inferior.
Análisis del contenido de agua y sedimentos. Existen tres métodos: Método de la centrífuga. Consiste en llenar dos tubos graduados (perillas cónicas o esféricas) hasta la marca del 50%, con un solvente (bensol, tolueno, gasolina blanca) y añadir la muestra a analizar hasta la marca del 100% agitarlos hasta que se mezcle bien, posteriormente se colocan en la centrífuga y se centrifugan a una velocidad de 1500 rpm. Durante un tiempo que varía entre 3 y 10 minutos, dependiendo de las características de la mezcla. Luego se lee directamente el porcentaje de agua y sólidos con una exactitud de 0.1%. Después se colocan en la centrífuga durante un período de tiempo igual al final del cual se toma de nuevo la lectura. Si la diferencia de lecturas está fuera de un rango de 0.2% se vuelven a colocar en la centrífuga; cuando estén en el rango se suman las lecturas y ese valor será el % de agua y sólidos de la muestra. En cierto tipo de crudo es necesario calentar hasta 60 °C antes de hacer la medición, para evitar que dentro del contenido de agua y sólidos se incluya material ceroso. Método por depositación por gravedad. Se utiliza un matraz de fondo plano. Se llena el matraz con la muestra hasta la marca 100% y se coloca en un calentador a una temperatura de 50 °C durante 24 horas. Después se retira el matraz y se toma la lectura del porcentaje de agua y sólidos. De preferencia colocar un termostato para regular la temperatura. Método por destilación. Para esta prueba se toman 100 cm3 de la muestra y se coloca en un matraz de 500 cm3 se agregan 100 cm3 de gasolina y 25% de bensol. El matraz se coloca en el aparato para destilación de agua que consiste en un refrigerante de 30.5 cm de longitud y una trampa de 10 cm 3 con el objeto de que el agua no vuelva al matraz. Se calienta el matraz hasta 150 ºC con lo que el agua que hay en la muestra se evapora al pasar por el refrigerante se condensa y escurre a la trampa, en donde se almacena. La lectura del porcentaje de agua se toma directamente de la trampa.
Análisis PVT. La producción de petróleo y gas natural constituye sin duda el motor de la economía mundial. La creciente actividad de la industria petrolera nos obliga a contar con datos de fluidos representativos para evitar criterios erróneos en la caracterización de los fluidos que pudieran afectar el desarrollo de los campos e incluso la creación de plantas. Los estudios PVT se llevan a cabo con el propósito de analizar los yacimientos, y partiendo de los resultados de estos estudios, determinar los diversos parámetros y metodologías que se desarrollarán para poner a producir el yacimiento. El muestreo de fluidos se realiza al principio de la vida productiva del yacimiento. Existen dos formas de recolectar las muestras de fluidos:
Muestreo de Fondo Muestreo por recombinación superficial.
Los análisis PVT son absolutamente necesarios para llevar a cabo el diseño de instalaciones de producción, análisis nodales, diversas actividades de la ingeniería de yacimientos; permiten obtener cálculos como el POES del yacimiento, predecir su vida productiva; definir los esquemas óptimos de producción, evaluar métodos de recuperación mejorada y demás propiedades que predicen el comportamiento de los pozos a medida que son explotados. Las nuevas herramientas y equipos disponibles de manejo automatizado y computarizado, hacen más factibles la realización de los estudios. Una vez que se determina el estado del fluido presente en el yacimiento a través de los estudios experimentales para fluidos de yacimiento(PVT), se procede a recopilar y estudiar toda la información acerca del comportamiento de los mismos en función de las variaciones de la presión, temperatura y volumen. Esto pasa a ser de vital importancia para la vida productiva del yacimiento ya que si podemos predecir cómo será el comportamiento del fluido se busca la manera de mantener la energía del pozo obteniendo así una mayor producción. Se puede evitar producir de una manera ineficiente, alargando la vida del yacimiento manteniendo las presiones. Cuando se analizan pruebas PVT existe un porcentaje de esas pruebas que resultan no ser útiles debido a que pudiera haber contaminación de los recipientes donde se toman las muestras, mala toma de la muestra o inestabilidad de la producción a nivel de toma de muestreo, entre otros problemas. Es por ello que en el análisis PVT debemos considerar sumamente importante los datos que se están registrando de modo que éstos sean bastante representativos y de esta manera nos den la seguridad de un desarrollo óptimo del campo petrolífero o gasífero.
Para tener la certeza de que el muestreo es representativo, se hace una validación exhaustiva tomando en cuenta todos los parámetros del yacimiento medidos durante la toma de muestras como son
Presión estática del yacimiento Presión fluyendo Presión y temperatura a la cabeza del pozo Presión y temperatura del separador Gastos de líquido y gas en el separador , así como el líquido en el tanque Factor de encogimiento del aceite
En el laboratorio: Para realizar los estudios PVT en el laboratorio como ya mencionamos antes es necesario tener una muestra representativa del fluido que se encuentra en el yacimiento, por lo tanto se tiene que obtener la muestra al inicio de la producción de manera que esté a condiciones de temperatura y presión inicial del yacimiento. De no ser así, la muestra dejaría de ser una porción representativa del mismo, por lo que se alterarían las propiedades del fluido y por consiguiente no se obtendrían resultados valederos del comportamiento de fases del fluido en el yacimiento. El análisis de laboratorio consiste de:
Expansión instantánea de la muestra de fluido para determinar la presión de burbujeo. Expansión diferencial de la muestra de fluido para determinar B o y Rs. Expansión instantánea de la muestra de fluido a través de varios separadores para obtener los parámetros que permiten ajustar los datos PVT de laboratorio para cotejar las condiciones del separador de campo.
El estudio PVT composicional es de gran importancia en la ingeniería de yacimientos petroleros, ya que coadyuva a determinar el tipo de yacimiento del que provienen los fluidos y las condiciones volumétricas en las que se encuentran, a través del análisis de su comportamiento (volumétrico y composicional), con la finalidad de poder establecer la mejor estrategia de explotación y separación en la superficie. Debemos detenernos en este momento para considerar y aclarar que el análisis PVT es uno de los grandes recursos con los que contamos para entender el comportamiento de los fluidos en el yacimiento y debemos recordar que se nos pueden presentar muchos casos y muchas situaciones complicadas en el yacimiento que pudieran afectar o hacer menos optima nuestra data de análisis PVT, tal como es el caso cuando al caer la presión en un yacimiento que contiene crudo saturado, el gas de solución es liberado pero en un volumen inferior al pronosticado al análisis PVT, efectuado bajo condiciones de equilibrio, es decir, se encuentra supersaturado con gas. Este efecto causa que la presión del yacimiento sea más baja de lo que sería si el equilibrio se hubiera alcanzado.
Validación del análisis PVT La información presentada en el estudio PVT puede estar influenciada por una serie de eventos que pueden alterar la validez y representatividad de los fluidos de un yacimiento. Estos eventos incluyen las condiciones de tomas de muestras de los fluidos, la forma como se realiza el transporte de la misma hasta el laboratorio, y las condiciones bajo las cuales se realizan los experimentos. En vista de esto se hace necesario realizar un proceso de validación, a fin de determinar la representabilidad de las muestras y la consistencia de las pruebas de laboratorio. La validación del análisis PVT se debe iniciar con una revisión minuciosa de dicha representatividad, a partir de los datos suministrados en el informe PVT. Los métodos que se utilizarán para la validación del análisis dependen del tipo de fluido con el que se está trabajando (aceite/condensado) y del tipo de muestra (fondo /superficie).
Consistencia del análisis. Composición de los fluidos del yacimiento. Las técnicas usadas en la determinación de la composición de una mezcla de hidrocarburos incluyen cromatografía y destilación. Las muestras gaseosas son analizadas únicamente por cromatografía desde el C1 hasta el C11. Muchas veces el análisis sólo alcanza hasta el C6 o C7. La composición de una muestra de fondo o recombinada se puede obtener haciendo una liberación instantánea en el laboratorio, y el gas liberado es analizado separadamente del líquido remanente. En este caso es necesario hacer recombinaciones para obtener la composición de la muestra del yacimiento. Prueba de liberación instantánea. De esta prueba se obtienen los volúmenes de hidrocarburos (Vh), resultantes de la disminución de presión gradual suministrada por la celda PVT a temperatura constante. Con estos datos se calcula la presión de burbujeo y el volumen de hidrocarburo a la presión de burbujeo, en la cual se nota un cambio dependiente en la secuencia de volúmenes de hidrocarburos contra la presión. Una vez hallada la intersección de ambas rectas se determina el volumen de hidrocarburo (Vh = Vo) a la Pb el cual será una variable importante para el cálculo de las propiedades PVT.
Prueba de liberación diferencial. En este experimento se lleva la muestra de fluido a la presión de burbujeo y a la temperatura del yacimiento. Mientras la presión va disminuyendo, la muestra se va agitando para asegurar el equilibrio entre el gas y el líquido. Entonces, todo el gas liberado es removido a una presión constante, mientras se reduce el volumen total a solo volumen líquido en la celda. Al gas removido se le mide el volumen (Vg) y la gravedad específica. Además se mide el volumen en la celda. Este proceso se repite hasta alcanzar la presión atmosférica. Luego la temperatura es reducida hasta alcanzar los 60°F, resultando un volumen remanente que sera medido y se llamará: volumen residual de aceite de la liberación diferencial o aceite residual. Cada valor de Vo es dividido por el volumen residual (Vr). El resultado es llamado volumen relativo del aceite (BoD).
El volumen de gas (Vg) removido es medido a las condiciones de la celda (cc) y a las condiciones standard (cs). La liberación diferencial apunta la siguiente información: gravedad específica del gas liberado, factor de compresibilidad del gas (Z), factor volumétrico de formación del gas (Bg), factor volumétrico relativo del aceite ( BoD), relación gas-aceite en solución (RsD), factor volumétrico relativo total (BtD) y gravedad API del aceite residual.
Pruebas de separadores. Esta es una prueba de liberación instantánea. La muestra de fluido para ser analizada, es llevada a la temperatura del yacimiento y a la presión de burbujeo. Luego de alcanzar estas condiciones, el flujo es extraído de la celda y pasado por dos etapas de separación: Pruebas de viscosidad. Cuando el aceite está subsaturado, a medida que disminuye la presión disminuye la viscosidad, debido a la expansión que aumenta las distancias intermoleculares. En cambio cuando el crudo está saturado, una disminución de la presión produce incremento de la viscosidad del aceite debido a la reducción del gas en solución. En un yacimiento agotado el aceite tiene una viscosidad mayor que la que tenía originalmente al inicio de la explotación del yacimiento.
Consistencia de los resultados de un análisis PVT. Antes de usar un PVT se debe corroborar: • Temperatura de la prueba. • Condiciones de recombinación: • P y T de recombinación en el laboratorio iguales a las del separador. • P y T del separador al tomar muestras de gas, iguales a las de la toma de la muestra de líquido.
Prueba de densidad. La densidad del aceite saturado con gas a Pb de la prueba de liberación diferencial debe ser igual a la densidad calculada a partir de las pruebas de separadores. Si hay diferencia entre estos valores de densidad, no debe ser superior al 5% para validez. La densidad recombinada matemáticamente a partir de las pruebas de separadores, se calcula en la forma siguiente: Prueba de linealidad de la función Y. El gráfico de Y vs P debe dar una línea recta si el aceite tiene poca cantidad de componentes no hidrocarburos y las mediciones en el laboratorio fueron hechas con precisión. Prueba de balance de materiales. Verificar si la Rs experimental de la prueba de liberación diferencial es igual a la Rs calculada por balance de materiales. Si hay diferencias entre la Rs calculada y la Rs experimental no debe excederse del 5% para considerarse válida. Se requiere de: • Gravedad API. • Relación gas-aceite en solución a diferentes presiones. • Factor volumétrico del aceite a diferentes presiones. • Gravedad específica del gas liberado en cada etapa de liberación. Prueba de desigualdad. Si esta prueba no se cumple en datos suministrados a simuladores numéricos, se envía un mensaje de error.
BIBLIOGRAFÍA "Apuntes de manejo de la producción en superficie". UNAM.
"Transporte de hidrocarburos". Garaicoechea, Francisco.
"Guía análisis PVT". Mottola, Fabiola. Octubre 2001.
"Aspecto del diseño de instalaciones superficiales para el manejo de hidrocarburos". PEMEX PEP.
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