pruebas-PVT

ANALISIS PRESION-VOLUMEN Y TEMPERATURA (PVT)

Definición El análisis PVT es el conjunto de pruebas de laboratorio que se le hacen a una muestra representativa del yacimiento, las cuales consisten en simular en el laboratorio el agotamiento de presión de un yacimiento volumétrico e isotérmico midiendo exactamente los volúmenes de gas y líquido en cada declinación de presión, de esta manera se podrá determinar las propiedades termodinámicas de los fluidos del yacimiento, permitiendo la selección del método más adecuado de producción y la predicción de su comportamiento a través de la vida productiva.

La prueba de laboratorio que se realiza para obtener el comportamiento PVT, simula los tipos de separación gas-líquido que ocurren durante la producción desde el yacimiento hasta el separador. Este análisis es importante porque permite conocer las propiedades de los fluidos del yacimiento, las cuales son de gran utilidad en cálculos analíticos asociados al balance de materiales y a la simulación de yacimientos.

TIPOS DE SEPARACIÓN GAS-LÍQUIDO Las técnicas de laboratorio usadas para obtener el comportamiento PVT deben simular los tipos de separación gas-liquido que ocurren durante la producción de gas condensado desde el yacimiento hasta los separadores. Dos tipos de separación se pueden presentar‫׃‬  Separación Diferencial: Es aquella donde la composición total del sistema varía durante el proceso. En este caso el gas separado es removido total o parcialmente del contacto con el condensado retrogrado. La figura 1 ilustra un proceso de liberación izo volumétrico. Inicialmente la celda tiene una cierta cantidad de gas condensado a una presión mayor o igual a la de roció (Pi >/ Proc) y a una temperatura T. Se expande el gas hasta alcanzar una presión P2 (P2 < P1) y luego se retira gas por el tope a P2 constante hasta lograr el volumen inicial. Al caer P2 por debajo de la presión de rocío, el líquido formado se acumula en la parte inferior. La presión se

sigue disminuyendo a volumen constante (gas + liquido) hasta alcanzar la presión de abandono.

Figura 1. Separación diferencial  Separación Instantánea (Flash): En la separación instantánea todo el gas permanece en contacto con el líquido, lo que significa que la composición total del sistema permanece constante durante el agotamiento de presión. La disminución de presión durante el proceso se obtiene retirando mercurio de la celda como se observa en la figura 2.

Más líquido se condensa en la separación instantánea que en la diferencial debido a que en la separación instantánea permanece mayor cantidad de gas en el sistema del cual más y más componentes pesados se pueden condensar al disminuir la presión.

La separación instantánea permite determinar los cambios en el comportamiento volumétrico del fluido al pasar a través de los separadores hacia los tanques. Esto es influenciado por las condiciones de operación, presión y temperatura en la superficie. El objetivo fundamental es proveer la información necesaria de laboratorio para optimizar las condiciones de operación en la superficie al momento de la separación.

Figura 2. Separación Instantánea

PROCESOS DE SEPARACIÓN GAS-LIQUIDO EN EL YACIMIENTO Y SUPERFICIE El proceso de separación gas-líquido en el yacimiento depende de la saturación de condensado retrógrado. Al disminuir la presión del yacimiento por debajo de la presión de rocío, el líquido condensado permanece inmóvil en contacto con el gas hasta alcanzar una saturación mayor que la crítica. El gas remanente se moverá hacia los pozos de producción y la composición del sistema gas-liquido estará cambiando continuamente. A estas condiciones el proceso de separación será tipo diferencial con la fase líquida inmóvil y la gaseosa moviéndose continuamente.

Es por esta razón que la separación diferencial no se aplica en yacimientos de gas condensado, ya que es un factor negativo que el líquido retrógrado se esté produciendo en la cara de la arena, este líquido forma los llamados anillos retrógrados este afecta el índice de productividad del pozo.

En las tuberías de producción, líneas de flujo y separadores las fases gas y líquido se mantienen en contacto, sin cambio apreciable de la composición total del sistema, y en agitación permanente lo cual permite el equilibrio entre las fases. Bajo estas condiciones el proceso de separación es de tipo instantáneo (flash).

TOMA DE MUESTRAS

¿Cuando se deben tomar las muestras?

Las muestras deben ser tomadas en los primeros días de producción antes de que ocurra una significativa caída de presión del yacimiento, o al menos cuando la presión sea mayor o igual a la de rocío de la mezcla de hidrocarburos original. Una vez que la presión haya declinado por debajo de la presión de roció, ya no es posible conseguir muestras que representen el fluido original del yacimiento. Si la muestra se toma cuando Pyac < Proc puede ocurrir lo siguiente: -

Si el condensado retrogrado es inmóvil, la muestra presenta una composición menos rica en componentes pesados (C7+) que la original del yacimiento y la presión de rocío medida es igual a la presión actual del yacimiento.

-

Si el condensado retrogrado ha alcanzado movilidad, la muestra resultante después de la combinación daría una presión de rocío mayor que la presión actual del yacimiento y podría ser mayor que la presión original del yacimiento. La muestra presenta contenido de líquido mayor que el original y no es representativa.

Número de muestras Se debe hablar de yacimiento homogéneo

y yacimiento heterogéneos, es decir,

dependiendo de las características del yacimiento se sabrá qué cantidad de numero de muestras se deben tomar. - Si el yacimiento es grande pero homogéneo una muestra sirve. - Si el yacimiento es grande pero heterogéneo: a) Se requieren muestras de diferentes pozos. b) Se debe estudiar la variación de la composición de la mezcla vertical y arealmente. - Yacimiento de gran espesor. a) Las propiedades del fluido pueden variar con la profundidad, por lo que se deben tomar las muestras dependiendo de esta variación. Lo mismo ocurre para los yacimientos pequeños se deben estudiar la homogeneidad y heterogeneidad.

TIPOS DE MUESTREO

La obtención de una muestra representativa de los fluidos de yacimiento de gas condensado es considerablemente más difícil que la de un yacimiento de petróleo negro. La razón principal de esta dificultad es la posible formación de condensado retrogrado durante el proceso de muestreo. Dependiendo del lugar donde se tomen las muestras, éstas se pueden clasificar en la forma siguiente:  Muestras De Superficie (separador) Las muestras de gas-liquido son tomadas del separador después de largos períodos de flujos estabilizados. Durante la pruebas de flujos se deben medir las tasas de gas y condensados del separador. Estas muestras se deben recombinar en la misma proporción de las tasas de flujos o de la relación gas condensado (líquido) medida en el separador.

Recomendaciones para obtener las muestras de superficies -

Las muestras de gas y condensado deben ser tomadas simultáneamente.

-

El separador debe estar operando a condiciones estabilizadas de presión, temperatura y flujo.

-

Determinar con mucha precisión las condiciones del separador durante la toma de las muestras (P, T, RGC, Qg).

-

Para el muestreo de gas se recomienda llenar un cilindro evacuado.

-

Para el muestreo de líquido se recomienda utilizar la técnica de desplazamiento de mercurio (la muestra de líquido desplaza al mercurio del cilindro).

-

Las muestras deben ser tomadas en el separador de mayor presión y no en el tanque. La relación gas-líquido se mide entre el gas del separador de prueba y el líquido del tanque. Este último valor se corrige tomando en cuenta el factor de merma del líquido al pasar del separador al tanque.

RGCsep PCN Blsep 

RGCPCN BN BlBlsep BN

Donde, RGCsep= Relación gas condensado (separador) PCN/Blsep Bl= Factor volumétrico del líquido a condiciones del separador, Blsep/BN

(Ec.1)

Bomba de vacío

Muestra de Gas

Separador de Alta Presión

Figura 3. Toma de muestra de gas en el separador

Ventajas -

Operación sencilla y rápida, menos riesgo de problemas mecánicos.

-

Se puede tomar grandes volúmenes de muestras.

-

No hay interrupción en la producción.

-

Para pozos produciendo con alto corte de agua.

-

No requiere que el fluido este fluyendo en una sola fase.

-

Único método recomendado para yacimientos agotados.

-

Más económico.

-

La muestra no se contamina con fluidos acumulados en el pozo.

-

Menor riesgo que el de fondo

-

Las muestras son de fácil manejo en el campo y en la superficie.

Desventajas -

Necesita un separador de prueba.

-

Los resultados PVT dependen totalmente de la RGP medida en el separador.

-

El separador de prueba debe tener los instrumentos de medición del gas muy bien calibrado.

-

El análisis PVT es un poco más costoso

-

Los resultados dependen de la exactitud de la medición de las tasas de flujo.

-

Resultados erróneos cuando se tiene separación gas-líquido deficiente.

-

Pequeños errores de medición de tasas de flujo y recombinación generan muestras no representativas.

Separador de Alta Presión

Desague Muestra de Líquido Bomba de vacío Hg

Bomba de Mercurio

Figura 4. Toma de Muestra de Liquido en el Separador

 Muestras de Cabezal Si se está produciendo un fluido monofásico a condiciones del cabezal del pozo, se puede tomar la muestra directamente en el cabezal. La muestra se hace fluir a un cilindro o a un pequeño separador portátil.

Ventajas -

Rápido y de bajo costo.

-

No requiere de medición de tasas de flujo.

Desventajas -

No se debe usar se Pcab < Proc.

-

Es difícil tomar una muestra representativa por la agitación de los fluidos que ocurre durante el muestreo.  Muestras de Fondo

Consiste en bajar al fondo del pozo una herramienta (muestreador) de unos 6 pies de longitud y 1 ½

pulgadas de diámetro que tiene una cámara (600-700 cc) donde se

acumula la mezcla de hidrocarburos a la presión y temperatura del punto de muestreo. La presión de fondo fluyente debe ser mayor que la presión de rocío de tal manera que el fluido se encuentre en una sola fase. Se debe tomar por lo menos 3 muestras. La muestra de gas condensado debe tomarse justo por encima de la interfase. Las muestras de fondo no son representativas del fluido de un yacimiento de gas condensado por diferentes razones: -

Acumulación de condensado en el fondo del pozo.

-

Contaminación de muestras con agua.

-

Contaminación de la muestra con fluidos de perforación.

Ventajas -

No requiere de medición de las tasas de flujo.

-

No es afectado por problemas de separación gas-líquido en el separador.

-

Excelente para el muestreo de gases condensado subsaturados siempre y cuando la muestra no se contamine en el fondo del pozo.

Desventajas -

No toma muestras representativas cuando Pwf0. La metodología comprende tres etapas básicas de agotamiento que son diferenciadas marcadamente por las formulas a aplicar; dichas etapas son las tres primeras por debajo de la presión de rocío y el procedimiento aplica para cada una será descrito a continuación.

1era ETAPA. P=Pr En esta etapa no se tiene formación de líquido retrógrado; por lo que Xi = 0. Se tiene: Nt 

Pr Vs Zgc * R * T

Donde: Nt = masa de gas condensado inicial, Lbmol Pr = Presión de rocío, Lpca Vs = Volumen de muestra, pie3 Zgc = factor de componente bifásico a Procío, T T = temperatura de la prueba, ºR Se tiene que:

(Ec.7)

Nt = Ngc a Procío  Cálculo de la composición del líquido retrógrado a Pr

Balance Molar del Componente i:

N * Y )  ( Ngci  Ngci ) * Yi )1 Xi  t i o 0 Nl1

(Ec. 8 )

No hay formación de condensado; por lo tanto solo existe un fluido monofásico a esta etapa.

2da ETAPA. P1< Pr En esta etapa ya existe formación de líquido retrógrado (Vl1)

i.

Masa de gas condensado retirado de la celda (∆Ngc)

Ngc1 

P1  V1 Zgc1 * R * T

(Ec. 9)

Donde: ∆Ngc1 = masa de gas condensado retirado de la celda, lbmol ∆V1 = volumen de gas retirado, pie3

ii.

Masa de Gas Condensado en la celda @ P1 (Ngc) NgC1 

P1 * Vgc1 Zgc1 * R * T

(Ec.10)

Donde: Vgc1=Vs–Vl1

(Ec.11)

Vgc1 = Vol. de gas Condensado en la celda a P1, pie3 Vs = volumen de muestra, pie3 Vl1 = volumen de líquido retrógrado en la celda @ P1, pie3 Masa de Líquido Retrógrado en la celda, pie3 (Nl1)

iii.

Nl1 = Nt – Ngc1 - ∆Ngc1

(Ec.12)

Donde: Nl1: masa de líquido retrógrado en la celda a P1, lbmol Nt: masa de gas condensado inicial, lbmol

iv.

Composición del Líquido Retrógrado

La composición del líquido retrógrado se determina haciendo un balance de masa global entre las presiones Pk-1 y Pk: Moles en fase gaseosa y líquida en la celda a Pk-1 = Moles en ambas fases a Pk + Moles retirados Ngck-1 * Yik-1 + Nlk-1 * Xik-1 = Ngck * Yik + Nlk * Xik + ∆Ngck * Yik Despejando se obtiene la composición del líquido retrógrado (Xi): Pk-1 > Pk

Xik 

Ngc) k 1 * Yi ) k 1  Nl ) k 1 * Xi ) k 1  [Ngc) k  Ngc) k Nl ) k

* Yi ) k

(Ec.13)

Aplicando para esta etapa tenemos que k = 1, k-1 = 0, Ngc0 = Nt y Po = Procío, Nlo = 0; por lo tanto:

Xi1 

3era ETAPA.

Nt * Yi 0  ( Ngc1  Ngc1 ) * Yi1 Nl1

(Ec. 14)

En esta etapa tenemos un decaimiento de presión tal que P2 < P1.El procedimiento de cálculos a partir de esta etapa de agotamiento es idéntico para las demás etapas para cada componente hasta llegar a la presión de abandono. Masa de gas condensado retirado de la celda (∆Ngc)

i.

Ngc2 

P2  V2 Zgc 2 * R * T

(Ec.15)

Masa de Líquido Retrógrado en la celda, pie3 (Nl)

ii.

Nl=Nt–Ngc2–Σ∆Ngci

(Ec.16)

Donde: Σ∆Ngci: es la suma de los moles de gas condensado retirado de la celda desde la presión de rocío hasta la Pk en la etapa en estudio.

iii.

Composición del Líquido Retrógrado

Xik 

Ngc) k 1 * Yi ) k 1  Nl ) k 1 * Xi ) k 1  [Ngc) k  Ngc) k Nl ) k

* Yi ) k

(Ec.17)

c) Criterio de Hoffman-Crump y Hoccott Este criterio propuesto para correlacionar valores de las constantes de equilibrio Ki de mezclas de hidrocarburos es el último paso a realizar dentro de la Validación de pruebas PVT, la cual permite concluir si el PVT del pozo en estudio es representativo y consistente. El método consiste en graficar: Lg (Ki*P) vs Fi a una presión determinada los puntos de estas rectas correspondientes a varios componentes deben alinearse a través de una recta. Si esto ocurre se concluye que los resultados son consistentes. En nuestro caso para los pozos en estudio, después de calcular la composición del líquido retrógrado (Xi) para cada componente a cada etapa de agotamiento se procedió a calcular las constantes de equilibrio Ki a cada presión y para cada componente.

Tenemos: Ki k 

Yi k Xi k

(Ec.18)

Donde: Kik: constante de equilibrio del componente i @ Pk Yik: fracción molar del componente i en la fase gaseosa @ Pk Xik: fracción molar del componente i en la fase líquida @ Pk Pk: presión de la etapa de agotamiento Una vez calculadas las constantes de equilibrios Ki se procede al cálculo de los puntos para la gráfica [Log (Ki*P); Fi]

 1 1 Fi  bi *     Tbi T 

bi 

log Pci  log 14.7 1 1     Tbi Tci 

Donde: Fi: factor de caracterización del componente i Pci: presión crítica del componente i, lpca Tbi: temperatura normal de ebullición del componente i, ºR Tci: temperatura crítica del componente i, ºR T: temperatura, R

(Ec.19)

(Ec.20)

Criterio de Hoffman

Log ki ç4.5000 4.0000 3.5000 3.0000 2.5000 2.0000 1.5000 1.0000 0.5000 -1.0000

0.0000 -0.5000 0.0000 3500psi

0.5000

1.0000

2900psi

1.5000 2100psi

2.0000 1300psi

Figura 10. Criterio de Hoffman para prueba CVD

2.5000

3.0000 Fi ç