Ing. Hernán Iriarte Claros
Ing. Hernán Iriarte Claros
INGENIERÍA DE
INGENIERÍA DE
RESERVORIOS II
ANÁLISIS PVT Y
ANÁLISIS PVT Y
PROPIEDADES DE
PROPIEDADES DE
LOS FLUIDOS
LOS FLUIDOS
Capítulo 1
Capítulo 1
1.1 ASPECTOS GENERALES
1.1 ASPECTOS GENERALES
El éxito en el desarrollo de un yacimiento de gas o de
El éxito en el desarrollo de un yacimiento de gas o de
petróleo
petróleo
depende
depende
Del buen diseño de proyectos
Del buen diseño de proyectos
a su vez depende
a su vez depende
Del conocimiento y calidad de los datos del
Del conocimiento y calidad de los datos del
reservorio
reservorio
(propiedades del fluido del reservorio)
(propiedades del fluido del reservorio)
P Pwwff PPwwss TTyy qq RGP P RGP P b Pd b Pd RsRs B Boo BBgg ρ ρ μμ
El mejor momento para obtener las propiedades es
El mejor momento para obtener las propiedades es
al inicio
al inicio
de la vida productiva del yacimiento
de la vida productiva del yacimiento
, por que los fluidos
, por que los fluidos
originales del reservorio están todavía sin
originales del reservorio están todavía sin
alteración
alteración
Las muestras que representan las condiciones originales de
Las muestras que representan las condiciones originales de
presión solo pueden conseguirse cuando la presión del
presión solo pueden conseguirse cuando la presión del
y
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ac
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mi
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b
b
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uj
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a
a
original o la presión de rocío
El
El
análisis
análisis
presión-volu
presión-volu
men-temperatura
men-temperatura
, PVT, es un análisis
, PVT, es un análisis
termodinámico. En un yacimiento, la producción se efectúa
termodinámico. En un yacimiento, la producción se efectúa
bajo
bajo
cond
cond
icion
icion
es
es
isot
isot
érmi
érmi
cas
cas
(T
(T
emp
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eratu
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ra
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de
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reser
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vori
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o
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constante); por tanto, los análisis PVT miden:
constante); por tanto, los análisis PVT miden:
a)
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va
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de vol
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úm
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de las fas
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pr
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n
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(hidrocarburos líquidos)
(hidrocarburos líquidos)
b)
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va
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ria
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cio
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nes en
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la compo
la compo
sic
sic
ión del flui
ión del flui
do del reser
do del reser
vo
vo
rio
rio
con la presión (yacimientos de gas)
El análisis PVT básicamente trata de:
a) reproducir en laboratorio las variaciones sucesivas de
presión,
b) estudiar el comportamiento de los fluidos, y
c) determinar ciertos parámetros que los caracterizan que
servirán posteriormente en los diseños y cálculos de
Ingeniería de Yacimientos
por tanto
“Es importante hacer el análisis al comienzo de la vida
productiva del yacimiento” .
Conforme transcurre el
tiempo de producción, la composición 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 parámetros 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 producción: Ty, Pws,
Pwf, caudal de producción (q), RGP, condiciones estándar,
parámetros y condiciones se operación
b) Las propiedades que se obtienen en las pruebas de
laboratorio convencionales: xi, Pb, Pd, y para cada etapa de
presión: 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 presión, porcentaje de líquido retrógrado, variación del punto de burbuja con la inyección de gas, etc.
Son básicamente relaciones entre volúmenes medidos a
diferentes presiones:
P
bP
dB
oB
gR
s1. Graficar el diagrama de fases general y mostrar sus regiones y puntos más importantes.
2. Defina: Pb, Pd, Pc, cricondentérmico, cricondembárico
3. Defina Factor volumétrico de formación de petróleo - gráfica 4. Defina Factor volumétrico de formación de gas - gráfica
5. Defina Relación de solubilidad - gráfica
6. Defina Petróleo de bajo encogimiento – gráfica - características
7. Defina Petróleo de alto encogimiento – gráfica - características
8. Defina gas condensado – gráfica - características
9. Defina gas húmedo – gráfica - características
10. Defina gas seco – gráfica - características
El trabajo debe ser realizado en forma manuscrita
Se ha efectuado una prueba para determinar el factor volumétrico
de formación de petróleo, Bo, en un pozo con las siguientes
características:
Presiones estáticas tomadas antes de hacer fluir el pozo:
- Presión a 3555 pies = 1074 psig
- Presión a 3755 pies = 1145 (fondo de pozo)
Datos tomados del pozo fluyente:
- volumen de petróleo producido en
1 hora durantela prueba = 150 bls
- volumen de gas producido en 1 hora
de prueba medida a 14.7 psia y 60ºF = 220 000 pcs
- gravedad específica del gas (aire=1) = 0.785
- gravedad API del petróleo en tanque = 38.4º
Ejemplo 1.1
P 1074 psig 1145 psig 3555’ 3755’ Δ h = 2 0 0 ’ P Δ = 7 1 p s i g1.3 MUESTRAS DE FLUIDOS
Es una porción obtenida por procedimientos,
cuyo objetivo es representar al fluido del
yacimiento.
MUESTRA:
Es el procedimiento de toma de muestras
MUESTREO:
Se debe obtener una muestra al principio de la vida
productiva de un reservorio
a fin de determinar B
o, B
g,
R
s, P
b, P
d,
….
Con muestras no representativas (tomadas en cualquier
momento)
las propiedades determinadas serán
incorrectas
Antes de la toma de muestras, el pozo debe acondicionarse,
que consiste en reemplazar el fluido representativo que se
encuentra alrededor del pozo, desplazándolo con fluido
original del reservorio proveniente de las partes más
alejadas del yacimiento.
Esto se consigue cerrando el pozo y haciéndolo fluir a
ritmos cada vez más lentos.
Existen básicamente dos métodos para obtener muestras:
Recombinada en superficie
Directa frente al reservorio
1.4 MUESTRA RECOMBINADA EN SUPERFICIE
Se debe introducir una pequeña corrección, puesto que el volumen de petróleo es tomado a T y P del separador; mientras que la RGP es medida a condiciones de tanque de almacenaje
En este método, se toman muestras parciales de gas y de petróleo del separador de campo, y se recombinan para dar la muestra total.
manómetro visor separador gas líquido Floco (medidor de caudal) MUESTREO DE SUPERFICIE
La producción del pozo debe ser estable durante un período de varias horas, entonces se mide la RGP (pcs/bls).
Si esta relación permanece constante durante el período de medición, entonces se toman volúmenes separados de gas y petróleo (figura).
Recombinación requerida (RGP)= medida x shrinkage Factor de expansión, dilatación volumétrica
El separador debe estar lo más cerca posible del pozo, especialmente en yacimientos de condensado porque de
otro modo puede producirse
condensación retrógrada y una parte del líquido puede quedarse adherido a las paredes de la tubería.
1.4.1 Muestras en separador de prueba
GL
Separador de Prueba
Es recomendable obtener tres juegos de muestras (gas y líquido)
Análisis PVT Respaldo
Previsión para futuras Pruebas o análisis Las muestras en superficie pueden
Las muestras se guardan en cilindros:
- cilindro de gas: capacidad: 3,5, 10 galones
- cilindro de líquido: 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 posición más alta del sistema de separación (quitar el manómetro y utilizar su conexión).
Debe evitarse las conexiones hacia abajo, es decir en la parte inferior de la tubería, para evitar que las gotas de condensado que se forman por la disminución de la presión y la temperatura ingresen al equipo de muestreo y enriquezcan la muestra.
Algunos separadores de prueba ya tienen una conexión especial para la toma de muestras.
pistón Cilindro de prueba manómetro separador gas líquido
1.4.1 Muestras en separador de prueba (cont.)
La muestra de líquido debe tomarse en un punto lo más 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 través del visor del separador manómetro visor separador gas líquido 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 está restringido por ser peligroso y por aspectos medio ambientales.
La toma es efectúa a presión constante. Se abren las válvulas lentamente, las presiones en cabeza y fondo deben ser iguales. Al final de la operación se cierran las válvulas, pero luego se abre ligeramente la válvula de salida para crear una pequeña capa de gas en el cilindro (colchón)
a) Muestreo de líquido
pistón
El botellón muestreador debe estar limpio antes de efectuar la toma. Si es necesario se debe llenar de helio y circular mientras se toma un cromatográma; si existieran impurezas o residuos aparecerán picos en el gráfico de registro.
El botellón debe estar sometido al vacío, a una presión de 27 a 29 pulgadas de mercurio.
Una vez conectado al separador se abre lentamente la válvula de ingreso; se produce un silbido al ingresar el gas el botellón comienza a calentarse. La operación se continúa hasta que la presión del muestreador iguale a la presión del medidor (P1 = P2)
Al finalizar la operación se cierra la válvula de ingreso y se etiqueta el cilindro. No se debe purgar una vez lleno porque podrían formarse gotas de condensado.
b) Muestreo de gas (cont.)
muestreador
Muestreo de gas separador
P1
El principio básico es que la presión en el cabezal debe ser mayor a la presión de saturación, por eso es muy raro el uso de este método. La presión de saturación puede ser calculada por correlaciones, dándolo un margen de seguridad.
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.
Formación polea
Árbol de válvulas
muestreador
Las válvulas del muestreador son operadas desde superficie en forma mecánica o eléctrica 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 está a la presión del punto de burbuja o debajo de ella, tanto en el
reservorio como en el pozo habrán dos fases: (petróleo + gas disuelto) y (gas libre), consecuentemente no existe garantía que las proporciones obtenidas en la muestra, sean correctas. Se puede tratar de resolver este problema bajándose al mínimo el caudal de producción estabilizándolo por varias horas para elevar la presión de fondo fluyente y que el gas libre se vuelva a disolver.
Adicionalmente, se debe conocer de antemano: la presión estática del yacimiento, la temperatura y la posición de contacto gas-petróleo. 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 válvulas 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 está lleno de un líquido que contiene un aceite mineral. Cuando ingresa el fluido del reservorio el diferencial de presiones hace que el pistón se desplace y desaloje al líquido aceitoso a medida que ingresa la muestra. El líquido aceitoso pasa a un cilindro superior a través 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 validación.
Fuentes de Error:
Líquido en la corriente de gas
Vapor en la corriente de líquido
Error o falla de mediciones
Líneas sucias
Las muestras tomadas se transfieren de las cámaras (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 validación preliminar de calidad que consiste en una verificación de las presiones de apertura y las presiones de saturación. Ambas presiones son determinadas in situ para cada cámara y luego se comparan correspondientemente. Las diferencias deberán ser muy pequeñas para su aceptación, de otro modo, se descarta la prueba y es preciso volver a tomar otras muestras.
Una manera práctica de determinar la presión de burbuja en campo es inyectando un líquido a la cámara en sucesivos incrementos, registrándose en cada etapa los valores de la presión vs. el volumen inyectado acumulado.
Determinación del punto de burbuja
Procedimiento:
Luego de desenroscar la cámara de muestreo del resto del equipo, se la conecta a una bomba de transferencia (figura).
muestra líquida Transferencias de muestras líquidas presión de apertura bomba pistón
Procedimiento (cont.):
Se abre lentamente la válvula de la cámara e inmediatamente aparece la presión de apertura en el manómetro de la bomba, en ese momento se registra el primer
punto (P apertura vs. Viny=0).
muestra líquida Transferencias de muestras líquidas presión de apertura bomba pistón
Se inyecta un determinado volumen de líquido agua o salmuera); este líquido desplaza ligeramente el pistón de la cámara y la presión se incrementa, se debe registrar P y V.
Se continua inyectando líquido y leyendo la presión en el manómetro hasta obtener varios puntos.
Procedimiento (cont.):
Estos valores son dibujados en una gráfica P vs V, obteniéndose el punto de burbuja como intersección 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 x x x x x x x xx Volumen de inyección P r e s i ó n Pb P apertura
El fluido debe estar en una sola fase, por lo tanto la presión de transferencia debe ser mayor o igual a la presión 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 presión constante.
Transferencias de muestras
muestreador Transferencias de muestras bomba agua o salmuera cilindro pistónEl cilindro de transporte debe estar inicialmente lleno ya sea de agua o salmuera. Se abren todas las válvulas y se
comienza a bombear
(transferencia de la muestra); el fluido del cilindro es
desplazado lentamente y
depositado en el vaso
Luego de terminada la operación, se cierra la válvula de entrada del cilindro y se purga un poco de fluido para crear un colchón de gas libre que dará seguridad al transporte, por que permitirá 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 o salmuera cilindro pistón
Se debe acondicionar el pozo independientemente del tipo de muestreo que se proyecte aplicar.
Acondicionamiento del pozo
Básicamente consiste en buscar un diámetro de estrangulador de modo que no haya gas en exceso.
El principio es que al disminuir el diámetro del estrangulador, aumenta la presión del pozo fluyente, es decir, se reduce el efecto de fluencia. Al aumentar la presión, mayor cantidad de gas permanece en solución, es decir, la tendencia hacia un flujo monofásico es mayor.
al separador línea de flujo
pozo estrangulador
1.6 SELECCIÓN DEL MÉTODO
De acuerdo al tipo de reservorio debe aplicarse el tipo de muestreo:
Hidrocarburo Método
a Petróleo de bajo
encogimiento
Es preferible utilizar muestreo de fondo.
b Petróleo de alto
encogimiento
Generalmente se aplica el muestreo de superficie, puesto que en fono no podría obtenerse el suficiente volumen de los componentes pesados para el análisis fraccional, por otra parte, por la dificultad de obtener muestras representativas de fondo cuando se tienen RGP altas.
c Gas condensado Es recomendable el muestreo en superficie por la
misma razón anterior
d Gas húmedo Se aplican los mismos criterios que para yacimientos
de gas condensado.
e Gas seco
Se deben tomar muestras en superficie pero directamente en la cabeza de pozo, puesto que es despreciable la diferencia en composición entre el gas de cabeza de pozo y el gas de reservorio.
1.7 DETERMINACIÓN DE PARÁMETROS PVT
Se determinan a partir de análisis presión-temperatura, sobre muestras representativas de los fluidos que contiene el yacimiento. Se trata de simular el comportamiento termodinámico de los hidrocarburos tanto en el reservorio como en superficie.
Existen tres procedimientos:
Convencional
A volumen constante
Simulación a condiciones de
separador en campo
El equipo usado es una celda PVT (figura). La presión se controla con desplazamiento de mercurio y es registrada por un manómetro.
Celda PVT
manómetro Hg
Bomba Hb
1.7.1 SEPARACIÓN INSTANTÁNEA (SEPARACIÓN FLASH)
De acuerdo a términos empleados en la ingeniería petrolera, las pruebas se realizan mediante:
Separación Instantánea (Flash)
Separación diferencial
Agotamiento a volumen constante
Consiste en la liberación de gas disuelto en el petróleo, permaneciendo ambas fases en contacto.
A partir de este experimento se puede determinar: a) La presión en el punto de burbuja
b) El coeficiente de compresibilidad isotérmico de la fase líquida por encima de la presión del punto de burbuja
c) Por debajo del punto de burbuja, el volumen de dos fases como función de la presión.
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 presión en la celda es elevada a un valor mucho mayor que la presión de saturación. Esto se logra inyectando Hg. (a)
3. La presión se reduce lentamente desalojando Hg y registrando el volumen total para cada presión.
4. Los resultados obtenidos se van graficando en escala P vs. Hg Pet P1 > Pb Pi (a) x x x x x x x x xx Volumen total P r e s i ó n Pb
5. Cuando la presión en la celda alcanza la presión de punto de burbuja, aparece la primera burbuja de gas (b). Este estado también se nota por un cambio en la dirección en la pendiente de la gráfica P-V.
6. Como la presión es reducida por debajo de Pb, el gas liberado permanece en equilibrio con la fase
petróleo. El equilibrio
termodinámico 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 Separación Flash x x x x x xx x xx Volumen total P r e s i ó n Pb
Una prueba de separación Flash en una muestra de un pozo petrolífero, da los siguientes resultados:
Ejemplo 1.2
Presión (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 4430Determinar la presión del punto de burbuja
1.7.2 SEPARACIÓN DIFERENCIAL
En la separación o liberación diferencial también se produce la
liberación del gas disuelto en petróleo, pero la principal diferencia
con la separación flash es que la fase gas es removida de
inmediato de la celda PVT.
Se asume que la composición permanece invariable y que los
cambios se producen a nivel fase y no de componentes.
El proceso se muestra en la siguiente figura y se puede resumir en
los 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 saturación por medio de inyectar mercurio. (a)
4. La presión de la celda es disminuida por medio de liberar Hg, liberándose gas disuelto. (b)
3. Se registra el volumen total que es todo líquido. 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 través de la válvula. Durante este proceso
se mantiene
constante la presión por medio de inyectar Hg. (c).
8. El petróleo remanente a la presión atmosférica es medido y convertido a volumen a 60ºF. Este volumen se conoce como petróleo residual.
Prueba de Separación Diferencial
6. El volumen de gas removido es medido a condiciones estándar. También se registra el volumen de petróleo. 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 la
presión de la celda alcanza la presión estándar. (d)-(e)
Hg Pet P3 = P2 P3 (c) gas P4 Hg Pet P4 < P3 (d) Gas X Hg Pet P5 = P4 P5 (e) gas
Con los datos obtenidos en la separación diferencial, es posible
determinar valores de Bo, Bg y Rs.
Una comparación de los dos
métodos diferentes de
liberación para determinar la solubilidad del gas como función de la presión se muestra en la siguiente figura. Esta relación entre los dos procesos puede ocurrir como se muestra o a revés, dependiendo sobre todo de la composición del sistema de
hidrocarburo. Presión S o l u b i l i d a d d e l G a s Rsd Diferencial Rsf Flash Pb
Comparación ideal de solubilidades de gas flash y diferencial
Ejemplo 1.4
Una prueba de liberación diferencial ha sido realizada en una muestra de petróleo crudo. La muestra, con un volumen de 300 c.c. ha sido colocada en una celda PVT a presión del punto de burbuja de 3000 psia y temperatura de reservorio de 180ºF. La temperatura se ha mantenido constante y la presión 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 presión constante (inyectando mercurio) y se ha encontrado que ocupa un volumen de 0.145 pcs. El volumen de petróleo remanente ha sido 290.8 c.c.. El proceso anterior se ha repetido a 2000 psia y el petróleo remanente a condiciones de tanque, obteniéndose los siguientes resultados: Presión (psia) Temp. ºF Vol.total c.c. Vol.gas Liberado, pcs Vol. Pet. c.c. 2000 180 392.3 0.290 281.5 14.7 60 --- 0.436 230.8
Práctica
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 1.3
Presión(psig) remov.Gas c.c. Gas remov. pcs Petróleo c.c. Petróleoa 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 análisis PVT muestra los siguientes resultados:
Las condiciones estándar son: 14.7 psia y 60ºF. La temperatura del yacimiento es 211ºF. Calcular la relación de solubilidad, el factor Z y Bg para: a) 2600 psig b) 2000 psig
1.7.3 AGOTAMIENTO A VOLUMEN CONSTANTE
Este tipo de liberación
se efectúa con fluidos
de yacimientos de gas
y condensado.
1. Una muestra de fluido de yacimiento se carga en la celda PVT a presión del punto de rocío y temperatura de yacimiento. (a)2. Manteniendo la temperatura constante, se baja la presión por medio de extraer mercurio de la celda; en estas condiciones se forman gotas de líquido retrógrado que condensan y se juntan en la parte inferior de la celda. (b) Hg Pet + gas Zi P1 = Pd Pd (a) X Vi Vt P2 Hg P2 < Pd (b) Gas X Pet.cond VL
3. Manteniendo la presión y la temperatura constantes, se extrae gas de la celda abriendo la válvula, 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 presión en un decremento determinado repitiéndose los pasos 2 a 4. (d)-(e)
P4 Hg Pet.cond P4 < P3 (d) Gas X Hg Pet + gas Zi P1 = Pd Pd (a) X Vi P2 Hg P2 < Pd (b) Gas X Vt Pet.cond VL 4. El volumen de gas extraído es medido y se determina su
composición molecular, también se registra el volumen retrógrado.
6. El proceso se repite hasta la presión de abandono.
P5 = P4 P5 (d) gas Hg Pet.cond Gas P3 = P2 P3 (c) gas Hg Pet.cond Gas
CALCULOS - AGOTAMIENTO A VOLUMEN CONSTANTE
donde:
Pd = presión en el punto de rocío, psia
Vi = volumen inicial de gas, pc
ni = número de moles iniciales de gas = m/Ma
Ma = peso molecular aparente, lb/lb-mol
m = masa dl gas inicial in situ,lb R = constante de los gases, 10.731
Zd = factor de compresibilidad a la presión del punto de rocío
El factor de compresibilidad inicial del gas es calculado de la ecuación de gas real:
Paso
1.-d i d i p V z n RT (1.1)El gas inicial in situ en unidades estándar se puede calcular de:
379.4 i i
G n (1.2)
Gi = Gas inicial in situ, pcs
Paso
2.-100 L L i V S x V
El volumen retrógrado de líquido VL es reportado como el porcentaje
del volumen inicial Vi, que representa básicamente la saturación de
líquido retrógrado:
Los correspondientes moles de gas producidos pueden ser calculados de:
379.4 gp cs p V n
(1.3)np = moles de gas producidos
= volumen de gas producido mediado a c.s., pcs
V gp csFactor de compresibilidad de la fase gas a Presión y Temp. de la celda:
gp P T , ctual ideal ideal V V Z V V (1.4) p ideal RTn V P Donde:
, . . 379.4 gp P T gp c s P V Z 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 líquido retrógrado) en la celda y es calculado de la ley de los gases reales:
( . ) i i p PV Z 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 gráfica P/Z vs. gas acumulado, con el fin de evaluar la producción de gas condensado.
% p gp cs 100 i V G 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
