Propiedades de fluidos en el reservorio y análisis pvt

ANALISIS EXPERIMENTAL DE LOS
FLUIDOS

Miguel_vidalb@hotmail.com ING.MIGUEL VIDAL.

Propiedades de los Hidrocarburos

Propiedades de Petróleo Negro
Factor Volumétrico del Petróleo (Bo)

Volumen de petróleo gas disuelto a condiciones del reservorio
Bo
volumen de petróleo en el tan que de almacenamiento a condiciones s tan dard

1.8
1
Factor de encogimiento bo
Bo
Bo (res bbl/STB)

1.0
0.0 Pb

Presión del reservorio, psig
Miguel_vidalb@hotmail.com ING.MIGUEL VIDAL.


Stock
Gas del Tank
separado Gas
r yST
ysp
GORsp
Stock
Tank
(ST)

GO xST
RST

Primera Segunda
etapa de etapa de
separación separación
Gas (G)

Vsc
Petróleo (O) VR
VR
Bo 1
L Vsc
Agua (W)
1 Vsc
bo 1
Bo VR

Miguel_vidalb@hotmail.com ING.MIGUEL VIDAL


Solubilidad del gas (Rs)

Volumen de gas disuelto en el petróleo
Rs
Volumen de petróleo entrando al tan que de almacenamiento a condiciones es tan dard

Rs (sfc/STB)

Rsb

0.0
0.0 Pb




Factor Volumétrico Total o Bifásico (Bt)

Bt Bo B g ( Rsb Rs )

20

Bt (res bbl/STB)

Bt

Bo

1.0
0.0 Pb




Coeficiente Isotérmico de Compresibilidad
Es la variación de volumen que sufre el petróleo debido a una variación de la
presión por unidad de volumen. Esta propiedad es importante en yacimientos
subsaturados o de petróleo negro.

30

1 v ln v 1 Bo
co
v p p Bo p co (1/psi)
T T T

o ob e co p pb
0.0
0.0 Pb

Presión del reservorio, psi



Coeficiente de Viscosidad
Es la propiedad que condiciona el movimiento del fluido por los poros de la roca
reservorio, un fluido viscoso produce mayor fricción en el flujo interno del reservorio y por
tanto menor caudal de flujo. Los gases tienen viscosidades muy pequeñas comparadas a
las del petróleo y eso permite una mayor recuperación.

o (cp)

0.0
0.0 Pb




Propiedades de Petróleo
Viscosidad Dinámica ( )

La viscosidad dinámica del petróleo, μo, normalmente es obtenida
experimentalmente y expresada en Segundos Saybolt Universales (tSUS),
producto de la medición de esta propiedad en un equipo Saybolt. Para
cálculos en ingeniería la viscosidad se expresa normalmente en
centipoises, cp, su equivalencia con tSUS en segundos está dada por:

149,7
0,219 t SUS
Go t SUS
donde, esta en centipoises y Go es la gravedad específica del petróleo a
la temperatura de medición.



Propiedades de Petróleo Volátil

3000

Bo (res bbl/STB) Rs (sfc/STB)

1.0
0.0 Pb 0.0
0.0 Pb



Propiedades de Gases Secos
Factor Volumétrico del Gas de Formación

Esta propiedad se define como la relación entre el volumen que ocupa el
gas a condiciones del reservorio y el volumen que ocupa a condiciones
normales en superficie.

Las unidades que se utilizan a condiciones del reservorio son res-cf/scf,
o tambien res-bbl/scf.

El factor volumétrico de la formación es también conocido como el
factor volumétrico del reservorio. El recíproco del factor volumétrico es
conocido como factor de expansión del gas.



Factor Volumétrico del Gas de Formación (Bg)
Volumen de gas a condiciones del reservorio
Bg
Volumen de gas a condiciones s tan dard

Factor Z RTR res cf
Volumétrico
Bg 0,02828 ;
Bg
pR scf

Z RTR res bbl
Bg 0,00502 ;
pR scf

donde, T[oR] y p[psia].
0
0 Presión (P)


Coeficiente Isotérmico de Compresibilidad
Es la variación de volumen que sufre el gas debido a una variación de la presión
por unidad de volumen. Esta propiedad es importante en yacimientos de gas y
saturados a elevadas presiones.

1 v
cg
v P T ctte
Compresibilidad
del gas
cg
1 1 Z
cg
p pc p pr Zp pc p pr
T pr

1 1 Z
0
c g p pc
0 Presión (P) p pr Z p pr
T pr



Coeficiente de Viscosidad Dinámica ( )

du
p
dy p

Viscosidad del gas
g 1 gj y j M 1/ 2
j
j
1g
Incremento de
y j M 1/ 2
j
Temperatura j

1 gT 1g 1g H 2 S 1 gCO 2 1 gN

0
0 Presión ded Reservorio (P)
g
g 1gT
1 gT



Coeficiente de Viscosidad Dinámica ( )



Propiedades de Gas Húmedo

Las propiedades del gas húmedo a condiciones del reservorio se
obtienen a partir de la composición del gas húmedo y las correlaciones
de gas seco para las distintas propiedades.

La composición del gas húmedo generalmente se la obtiene a partir de
información de la unidad de separación en superficie y un proceso de
recombiniación.



Propiedades de Gas Húmedo

Las propiedades del gas húmedo a condiciones del reservorio se
obtienen a partir de la composición del gas húmedo y las correlaciones
de gas seco para las distintas propiedades.

La composición del gas húmedo generalmente se la obtiene a partir de
información de la unidad de separación en superficie y un proceso de
recombiniación.

• Recombinación conociendo la composición en superficie

• Recombinación sin conocer la composición en superficie



Recombinación Conociendo la Composición
en Superficie

Gas del Stock Tank
separador Gas

yST
ysp

GORsp
Stock Tank
(ST)

GORST xST

Cabeza de
pozo Primera etapa Segunda etapa
de separación de separación



Recombinación Conociendo la Composición
en Superficie

Gas a alta Gas a presión
presión intermedia
Gg ST
Gg sp1 Gg sp2
GORsp1

Almacenamiento
de Condensado

GORsp2 GORST

Cabeza de
Primera etapa Segunda etapa Tercera etapa
pozo
de separación de separación de separación



Propiedades del Agua

Las propiedades más importantes del agua para el estudio de
reservorios son similares al del gas y del petróleo, o sea:

Bw = Factor Volumétrico del Agua (RB/STB)

cw = Compresibilidad del agua (1/psi)

w = Viscosidad del agua

El comportamiento de estas propiedades es similar a la del petróleo y la
literatura dispone de ecuaciones y modelos para su evaluación. Tambien
es posible obtenerlo de forma experimental.


ANÁLISIS PVT Y PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS

Estudios precisos de las propiedades y el comportamiento del
equilibrio de fases son necesarios para caracterizar a los fluidos en
un reservorio y evaluar su desempeño volumétrico a varios niveles
de presión.

Estos estudios se los realiza en laboratorio mediante una muestra de
fluido, este análisis es conocido como Análisis PVT.

La cantidad de datos deseados determina el número de ensayos a
realizar en el laboratorio.



Existen tres tipos de ensayos de laboratorio utilizados para estudias
las muestras de hidrocarburos de un reservorio:

1. Ensayos Primarios en campo

2. Ensayos de Rutina en Laboratorio

3. Ensayos Especiales de Laboratorio PVT



1.- Ensayos Primarios

- Simples en campo

- Se mide gravedad específica, G

- Se mide la relación gas-petróleo de los hidrocarburos
producidos.



2. Ensayos de Rutina en Laboratorio PVT

- Sirven para caracterizar los fluidos del reservorio

- 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.



COMPOSICION DEL FLUIDO EN EL RESERVORIO

Es recomendable obtener una muestra del fluido en el reservorio al
inicio de la vida del mismo. O sea que sea lo más próximo posible al
fluido original en el reservorio. Esto permite reducir la
probabilidad de que exista gas libre en la región petrolífera del
reservorio.

Se recomienda que un análisis composicional del fluido debe incluir
una separación de los componentes hasta C10 como mínimo. Los
laboratorios más sofisticados utilizan Ecuaciones de Estado que
requieren minimamente composiciones hasta C30 o más pesados.



ENSAYOS DE EXPANSION A COMPOSICION CONSTANTE

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

El ensayo permite determinar:

oPresión de saturación (Pb o Pdp)
oCoeficiente de compresibilidad isotérmica de líquido ( Co ò Cg)
oFactor de compresibilidad de la fase gaseosa
oVolumen total de hidrocarburos en función de la presión




El experimento consiste en colocar una muestra de hidrocarburo
(petróleo o gas) en una celda visualizada PVT a temperatura del
reservorio y a una presión superior a la presión inicial del
reservorio, PRi .

La presión es reducida gradualmente paso a paso a una
temperatura constante del reservorio, TR, removiendo mercurio de
la celda PVT y el volumen total del hidrocarburo, Vt, es medida
para cada incremento de presión.




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

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
matematicamente se expresa por la siguiente ecuación:

Vt
Vrel
Vsat




En este ensayo los volúmenes relativos son iguales a 1 en la presión
de saturación.

Este ensayo también es conocido como relaciones Presión-Volumen,
liberación flash, vaporización flash ó expansión flash.

Es importante notar que no se extrae ninguna masa del fluido y la
composición se mantiene constante.

La densidad del petróleo a la presión de saturación y por encima de
la presión de ebullición




La densidad del petróleo 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 la
determina utilizando el volumen relativo, Vrel:

sat
Vrel



Ejemplo: Dada la tabla, verificar las densidades del petróleo
a 4000 y 6500 psi



COEFICIENTE DE COMPRESIBILIDAD DEL PETRÓLEO

El coeficiente de compresibilidad del petróleo, Co, es obtenido para
presiones por encima de la presión de saturación o burbujeo. Para
esto utilizamos los volúmenes relativos obtenidos experimentalmente.

Podemos utilizar la siguiente relación:



ENSAYO DE VAPORIZACION DIFERENCIAL
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 petróleo 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 menores presiones, en cada etapa y luego de
la agitación de la muestra, se extrae el gas liberado inyectando
mercurio.

Los volúmenes de gas y de petróleo se miden a la presión y
temperatura de la celda. Además, el volumen de gas extraído se mide
en condiciones estándar.



La expansión diferencial es idéntica a la anterior hasta que se alcanza
la presión de burbuja. A menores presiones, en cada etapa y luego de
la agitación de la muestra, se extrae el gas liberado inyectando
mercurio.

Los volúmenes de gas y de petróleo 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 oF. El volumen residual de esa medida también se mide.


Las propiedades experimentales obtenidos mediante este ensayo
incluyen:

oCantidad de gas en solución como función de la presión, Rsd.
oLos factores volumétricos del petróleo y del gas (Bod, Bgd).
oEl encogimiento en el volumen de petróleo como función de la
presión.
oPropiedades del gas liberado y su composición (Z y G).
oDensidad del petróleo remanente como función de la presión.



Presión Vo/Vor Vg/Vor Vg/Vor F (Vg / Vor )

(Psia) (RB/STB) (RB/STB) (STB/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 ENSAYO DE
2000 1,2288 0,0547 6,7676
VAPORIZACION
1800 1,2153 0,0595 6,5895
1600 1,2021 0,0657 6,4114
DIFERENCIAL
1400 1,1889 0,0738 6,2333 T=200 oF
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


Con los datos obtenidos en la tabla es posible calcular las
propiedades:
(Vg / Vor ) ( RB / STB) RB
Factor volumétrico de gas: Bg ; ;
(Vg / Vor ) ( STB / STB) STB

Factor de compresibilidad o de desvío: PTsc Bg
Z
PscT

Vo RB
Factor volumétrico del petróleo: Bod ;
Vor STB



Con los datos obtenidos en la tabla es posible calcular las propiedades:

Relación Gas-Petróleo disuelta inicial: SCF
Rsid Fmáx 5,615 ;
STB

SCF
Gas remanente disuelto en el petróleo: Rsd Rsid (5,615 F );
STB
SCF
Rsd 5,615( Fmáx F);
STB



Con los datos obtenidos en la tabla es posible calcular las propiedades:

Factor volumétrico total :

RB
Btd Bod ( Rsdb Rsd ) Bg ;
STB



EXPANSIONES EN EL SEPARADOR
CONDICIONES ÓPTIMAS DE SEPARACIÓN

Es un ensayo donde un volumen de petróleo contenido en la celda PVT a
la presión de burbuja y a la temperatura del reservorio se expande hasta
alcanzar las condiciones del separador.

Esta expansión se la realiza 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.




Gas a alta Gas a presión Gas a baja
presión intermedia presión
Eliminación de
agua

Tercer
Primer estado Segundo estado de Almacenamiento
de separación estado de separación de Condensado
separación
Agua

Cabeza de
pozo



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.

El volumen de petróleo 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 (RBb /STB)

Rsbf =Relación gas-petróleo disuelto en el punto de burbuja ( SCF/STB)



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.

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 suministran valores mínimos de
Bobf y Rsbf.

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

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

Psep Tsep Rsbf Bobf Condiciones óptimas de
separación:
Psep = 100 psia
50 60 490 1,2797 Tsep = 60 oF
100 60 488 1,2791 Bobf = 1,2791 (RBb / STB)
150 60 490 1,2791
Rsbf = 488 (SCF/STB)
200 60 492 1,2802



Es importante hacer notar que los valores de Bod y Rsd
correspondientes a la presión de burbuja en un ensayo diferencial son
comparables a los valores óptimos de separación obtenidos.

Psep Tsep Rsbf Bobf Condiciones óptimas de
separación:
Psep = 100 psia
50 60 490 1,2797 Tsep = 60 oF
100 60 488 1,2791 Bobf = 1,2791 (RBb / STB)
150 60 490 1,2791
Rsbf = 488 (SCF/STB)
200 60 492 1,2802



ANALISIS EXPERIMENTAL COMPLETO DE LAS
PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS

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

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

3.- Mediciones de la viscosidad del petróleo a temperatura del reservorio
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 petróleo.



ANALISIS EXPERIMENTAL COMPLETO DE LAS
PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS

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

6.- Expansión diferencial a la temperatura del reservorio.

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.


Propiedades de fluidos en el reservorio y análisis pvt

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