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Procesos y Resultados del Análisis PVT
Los Análisis PVT se realizan con el propósito de analizar los yacimientos y a partir de
los resultados obtenidos, determinar las diferentes metodologías que determinarán la
productividad del yacimiento en estudio. Dicho análisis permite obtener cálculosestimados del POES (Petróleo Original en Sitio), predecir la vida productiva, evaluar
los métodos de recuperación primaria y secundaria y las propiedades características del
yacimiento.
Así pues, el Análisis PVT es un conjunto de pruebas que se realizan en el laboratorio a
diferentes presiones, volúmenes y temperaturas para poder determinar las propiedades
características de los fluidos existentes en el yacimiento.
De acuerdo al tipo de liberación de gas se pueden realizar dos tipos de pruebas en el
laboratorio:
• Prueba de Liberación Instantánea o Prueba de Liberación Flash.
• Prueba de Liberación Diferencial.
Adicionalmente se puede realizar la:
• Prueba de Separadores.
Prueba de Liberación Instantánea
La prueba de liberación instantánea también conocida como prueba de liberación flash,
se realiza cuando la composición total del sistema permanece constante durante el
agotamiento de presión. En este caso todos los gases liberados de la fase líquida durante
la reducción de presión están en contacto y en equilibrio con la fase líquida de la que se
liberaron.
Proceso de Liberación Instantánea
• La temperatura inicial a la cual se realiza la prueba de laboratorio debe ser igual
a la temperatura del yacimiento.
• La presión inicial de la muestra de petróleo debe ser mayor a la presión de
burbujeo.
• La muestra en estudio se expande isotérmicamente en varias etapas hasta
alcanzar la presión de burbujeo.
• Una vez alcanzada la presión de burbujeo se sigue disminuyendo la presión, en
este caso la muestra de petróleo continuará expandiéndose isotérmicamente y el
gas liberado se mantendrá dentro de la celda en contacto íntimo con el petróleo.
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Resultado de Liberación Instantánea
De esta prueba se va a obtener los siguientes resultados:
• Presión de Burbujeo ( P b).
• Volumen Relativo en función de la presión.
• Compresibilidad del Petróleo (C o).
• Función “Y”
Prueba de Liberación Diferencial
La prueba de liberación diferencial se realiza cuando la composición total del sistema
varía durante el agotamiento de presión. En este caso todos los gases liberados de la fase
líquida durante la reducción de presión son removidos parcial o totalmente del contacto
con el petróleo.
Proceso de Liberación Diferencial
• La temperatura inicial a la cual se realiza la prueba de laboratorio debe ser igual
a la temperatura del yacimiento.
• La presión inicial de la muestra de petróleo debe ser mayor o igual a la presión
de burbujeo.
• La presión se va disminuyendo, aumentando así el espacio disponible en la celda
para el fluido.
• Al caer la presión ocurre la liberación del gas, el cual es removido de la celda
manteniendo la presión constante para esta extracción.
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• Este procedimiento es repetido varias veces hasta alcanzar la presión
atmosférica.
Resultado de Liberación Instantánea
De esta prueba se va a obtener los siguientes resultados:
•
Factor de Compresibilidad ( Z ).• Relación Gas – Petróleo en Solución ( R s).
• Factor Volumétrico del Petróleo ( Bo).
• Factor Volumétrico del Gas ( B g ).
• Factor Volumétrico Total ( Bt ).
• Densidad del Petróleo ( pt ).
• Gravedad Específica del Gas (Y g ).
• Gravedad API del crudo residual (°API).
Prueba de Separadores
La prueba separadores consiste en una prueba de liberación instantánea que se realiza en
un separador para cuantificar el efecto de las condiciones de separación en superficie
sobre las propiedades del crudo.
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Proceso de la Prueba de Separadores
• La temperatura inicial de la celda a la cual se realiza la prueba de laboratorio
debe ser igual a la temperatura del yacimiento.
• La presión de la celda se mantendrá a presión de burbujeo.
• La presión del tanque de almacenamiento se mantendrá a presión atmosférica.
• La presión optima del separador será aquella que produzca la menor liberación
de gas, crudo con mayor gravedad °API y menor factor volumétrico de
formación del petróleo.
• El líquido es liberado en dos etapas de separación como se muestra en la Figura
3.
Resultado de la Prueba de Separadores
De esta prueba se va a obtener los siguientes resultados:
• Factor Volumétrico del Petróleo ( Bo).
• Relación Gas – Petróleo en Solución ( R s).
• Gravedad API del Crudo en el Tanque (°API).
• Composición del Gas Separado.
• Gravedad Específica del Gas en el Separador (Y gs).
• Gravedad Específica del Gas en el Tanque (Y gt ).
Para un mejor entendimiento de los resultados de cada prueba, Ver los Blogs: “Análisis
PVT (Parte II)” y “Análisis PVT (Parte III)”, donde encontrará una explicación de los
Parámetros PVT aquí señalados.
En relación a la Toma de Muestra para realizar las pruebas aquí descritas, Ver Blog:
“Toma de Muestras de Fluidos de Yacimiento”.
Muestreo de los Fluidos de Yacimiento
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Ingenieros de diversas disciplinas utilizan datos de muestras de fluidos para la toma de
decisiones relacionadas con el desarrollo del yacimiento en estudio. Así pues los
ingenieros de yacimientos emplean los datos suministrados para determinar la
arquitectura del yacimiento, estimar las reservas, realizar cálculos de balance de
materiales y analizar el flujo de fluidos en medios porosos. Los geólogos requieren de
información exacta para realizar las correlaciones de los yacimientos y los estudiosgeoquímicos. en cuanto al personal de refinación y mercadeo toman las decisiones
relacionadas con el rendimiento y el costo de los productos. Si la toma de datos es
errada pueden producirse consecuencias imprevistas y costosas durante la producción
del yacimiento.
El programa de muestreo y análisis permite conocer una diversidad de comportamientos
de los fluidos. A través del comportamiento de sus fases vapor líquido se puede
catalogar el sistema de fluidos existente en el yacimiento. Las clasificaciones de estas
fases abarcan desde gas seco, gas húmedo y gas retrógrado hasta petróleo negro o
petróleo pesado.
Fig 1. Diagrama generalizado de la presión en función de la temperatura para los fluidos de yacimientos.
El diagrama contiene dos regiones principales: monofásica y bifásica. El límite entre
estas regiones se denomina envolvente de saturación, la cual posee varios rasgos
principales, entre los que cabe destacar:
• La curva de burbujeo es la porción en la cual el gas comienza a separarse del
líquido.
• La curva de rocío es la porción en la cual comienza a condensarse el líquido a
partir del gas.
• El punto crítico es la localización en la que se unen ambas curvas.
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• El punto cricondertérmico indica la temperatura más elevada de la envolvente de
saturación y la cricondenbárica es la presión más elevada de la envolvente de
saturación.
Los fluidos del yacimiento se clasifican de acuerdo al comportamiento que desarrollen
en el yacimiento y durante la produción en el esquema PT, así pues:
• El gas seco no ingresa en la región bifásica en ningún punto del trayecto PT de
producción.
• El gas húmedo se mantiene como sistema monofásico en el yacimiento, sin
importas el agotamiento de la presión; sin embargo durante la producción
atraviesa la curva de rocío y forma una fase líquida.
• El gas retrógrado reside en la región monofásica a temperaturas que oscilan
entre el punto crítico y la cricondenterma, mientras que durante el agotamiento
de presión, a temperatura de yacimiento, se forma líquido en el yacimiento en sí
que persiste a lo largo de todo el trayecto PT de producción.
• El petróleo volátil reside en la región monofásica, justo a la izquirda del punto
crítico, la liberación del gas se produce conforme el fluido atraviesa la curva del
punto de burbujeo durante la operación de producción.
• El petróleo negro existe e la región monofásica a temperaturas de yacimiento
considerablemente más bajas que el punto crítico. Durante el proceso de
producción se libera el gas, pero su proporción relativa es pequeña si se compara
con el petróleo volátil.
• El petróleo pesado es un subconjunto del petróleo negro que contiene cantidades
bajas de gas y la fase líquida se compone predominantemente de componentes
con alto peso molecular.
En los yacimientos puede existir una variabilidad de composición de los fluidos dentro
de un campo o de una formación. La variación composicional significativa de
hidrocarburos, tanto vertical como lateral dentro de un compartimiento hay que tomarla
en cuenta también para la caracterización del yacimiento. La gradación composicional
es causada a menudo por acción de la gravedad o las fuerzas inestables de la
biodegradación, los gradientes de temperatura, la carga actual, la historia de carga o las
lutitas incompatibles que actúan como sellos. La magnitud de la variación
composicional puede variar en forma considerable dependiendo de la historia geológicay geoquímica del yacimiento.
Al existir compartimentalización del yacimiento, gradación composicional o ambos
fenómenos, se necesita contar con un programa de muestreo de fluidos más robusto. Las
propiedades del sistema roca-fluido inciden en la capacidad para recolectar muestras de
fluidos representativas.
La recolección de muestras requiere el flujo de fluido hacia el pozo, lo que ocurre
solamente cuando la prsión de flujo del pozo es menor que la presión de la formación.
Si la presión de flujo del pozo cae por debajo de la presión de saturación del fluido,
tendrá lugar la formación de una fase gaseosa en el caso del petróleo volátil o negro, yde una fase líquida en el caso de gas retrógrado. La movilidad relativa de cada fase de
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fluido es diferente, debido a que el flujo es desigual, la composición del fluido que sale
de la formación no será la misma que la del fluido en el yacimiento. Este efecto puede
disminuirse o eliminarse mediante el muestro con valores de tasas de flujo y
diferenciales de presión lo más bajo posibles.
Las muestras de fluidos de fondo de pozo deben ser extrídas de localizaciones que provean la información más relevante para la toma de decisiones. Parta ello, las
herramientas actuales de muestreo y pruebas incluyen un arreglo de instrumentos que
pueden efectuar el análisis de fluidos de fondo de pozo. Este tipo de herramientas
proveen mediciones de las propiedades de los fluidos en tiempo real y en condiciones de
yacimiento, lo que permite que los ingenieros analicen las muestras antes de que sean
recolectadas.
Figura 2: Diagrama esquemática de un Probador Modular de la Dinámica de la Formación, para la extracción guiada del fluido del yacimiento.
La figura anterior muestra una probeta de muestreo guiada la cual se fija contra la pared
del pozo con el fin de extraer los fluidos de la formación para la caracterización y la
recolección de muestras de fluido. Los analizadores de fluidos vivos de fondo de pozo,
proveen mediciones cuantitativas y en tiempo real de la densidad, la viscosidad, la
relación gas petróleo, la composición de los hidrocarburos y el pH del agua de
formación.