Capitulo 1 Analisis PVT

Ing. Hernán Iriarte Claros

INGENIERÍA DE

RESERVORIOS II

ANÁLISIS PVT Y

PROPIEDADES DE

LOS FLUIDOS

1.1 ASPECTOS GENERALES

El éxito en el desarrollo de un yacimiento de gas o de

petróleo

depende

Del buen diseño de proyectos

a su vez depende

Del conocimiento y calidad de los datos del reservorio

(propiedades del fluido del reservorio)

Pwf Pws Ty q RGP P b Pd Rs

El mejor momento para obtener las propiedades es

al inicio

de la vida productiva del yacimiento

, por que los fluidos

originales del reservorio están todavía sin alteración

Las muestras que representan las condiciones originales de

presión solo pueden conseguirse cuando la presión del

yacimiento es igual o mayor que el punto de burbuja

original o la presión de rocío

El

análisis presión-volumen-temperatura

, PVT, es un análisis

termodinámico. En un yacimiento, la producción se efectúa

bajo condiciones isotérmicas (Temperatura de reservorio

constante); por tanto, los análisis PVT miden:

a) variaciones de volúmenes de las fases con la presión

(hidrocarburos líquidos)

b) variaciones en la composición del fluido del reservorio

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 de operación

b) Las propiedades que se obtienen en las pruebas de laboratorio convencionales: x_i, 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

P

B

B

R

1. Graficar el diagrama de fases general, mostrar sus regiones e identificar los 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 psig (fondo de pozo)

 Datos tomados del pozo fluyente: - volumen de petróleo producido en

1 hora durante la 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

1.3 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

, B

,

R

, P

, P

,

….

Con muestras no representativas (tomadas en cualquier

momento)



las

propiedades

determinadas

serán

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

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

L

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 hacerse de dos formas:

- En separador de prueba - En cabezal (wellhead)

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, dándo 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 xx x xx Volumen de inyección P res ió 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

El 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 receptor.

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 Hg

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. volumen. Hg Pet P1 > Pb Pi (a) x x x x x xx x xx Volumen total Pr esió 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 Pr esió n Pb

Una prueba de separación Flash en una muestra de un pozo petrolífero, da los siguientes resultados:

Ejemplo 1.2

Determinar 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

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

X

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

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 Sol u b ili d ad d e l G as _Rsd Diferencial Rsf Flash Pb

Comparación ideal de solubilidades de gas flash y diferencial

Ejemplo 1.3

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

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 1.4

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

1.7.3 AGOTAMIENTO A VOLUMEN CONSTANTE

Este tipo de liberación

se efectúa con fluidos

de yacimientos de gas

y condensado.

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

X

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

X

X

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

CÁLCULOS - 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 del 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

El gas inicial in situ en unidades estándar se puede calcular de:

 

379.4

i i

G



n

Gi = Gas inicial in situ, pcs

ni = número de moles iniciales

Paso

2.-100

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

V

n



np = moles de gas producidos

= volumen de gas producido medido a c.s., pcs

 

Factor de compresibilidad de la fase gas a Presión y Temp. de la celda:

 

 

 

379.4

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:





(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.

 



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

 



Nota.- Los datos de volumen relativo obtenidos frecuentemente requieren correcciones por inconsistencias de laboratorio, para valores por debajo del punto de saturación. Para ello se emplea la correlación Y, que trabaja con ajuste lineal (regresión lineal)

Ejemplo 1.5

Los siguientes datos se obtuvieron del análisis de una muestra recombinada del gas y del condensado del separador. El experimento se hace en una celda PVT cuyo volumen inicial disponible para hidrocarburos es 3958.14 c.c.

Los GPM (galones de condensado por millar de pies cúbicos de gas) de gas húmedo y las relaciones gas seco/petróleo se calcularon a partir de los factores o constantes de equilibrio Ki, usando la producción obtenida de un

separador que opera a 300 psia y 70ºF. La presión inicial del yacimiento es 4000 psia – valor muy cercano a la presión del punto de rocío - , y la temperatura 186ºF.

P, psia 4000 3500 2900 2100 1300 605 CO2 0.18 0.18 0.18 0.18 0.19 0.21 N2 0.13 0.13 0.14 0.15 0.15 0.14 C1 61.72 63.10 65.21 69.79 70.77 66.59 C2 14.10 14.27 14.10 14.12 16.63 16.06 C3 8.37 8.25 8.10 7.57 7.73 9.11 i-C4 0.98 0.91 0.95 0.81 0.79 1.01 n-C4 3.45 3.40 3.16 2.71 2.59 3.31 i-C5 0.91 0.86 0.84 0.67 0.55 0.68 n-C5 1.52 1.40 1.39 0.97 0.81 1.02 C6 1.79 1.60 1.52 1.03 1.73 0.80 C7+ 6.85 5.90 4.41 2.00 1.06 1.07 100 100 100 100 100 100

Composición en porcentaje molar

4000 3500 2900 2100 1300 605

Peso molecular del C7+ 143 138 128 116 111 110

Factor desviación del gas a 186ºF para el gas húmedo o total

0.867 0.799 0.748 0.762 0.819 0.902 Producción de gas húmedo,

c.c. a T y P del recipiente 0 224.0 247.0 1303 2600 5198 GPM de gas húmedo

(calculado) 5.254 4.578 3.347 1.553 0.835 0.895 Razón gas seco/petróleo,

pcs/bls 7127 8283 11621 26051 49312 45872 Líquido retrógrado, por

ciento del volumen del recipiente

0 3.32 19.36 23.91 22.46 10.07

Calcular:

a) En base al contenido inicial de gas húmedo en el yacimiento,1.00 MM pcs, ¿cuáles son las recuperaciones de gas húmedo, gas seco y condensado en cada intervalo de presión si se considera empuje por agotamiento?

b) ¿Cuáles son los volúmenes de gas seco y condensado inicialmente en el yacimiento en 1.00 MM pcs de gas húmedo?

c) Calcular la recuperación acumulada y el porcentaje de gas húmedo, gas seco y condensado en cada intervalo de presión, si se considera empuje por agotamiento.

d) Si la presión de abandono es 605 psia, la porosidad 10% y la saturación de agua connata 20%, ¿cuáles son las recuperaciones en base de un acre-pie?

1.8 RECOMBINACIÓN DE MUESTRAS

En el inciso 1.4 se vio el principio teórico para la toma de muestras en yacimientos de gas condensado y gas húmedo y que, por extensión, puede aplicarse a yacimientos de petróleo.

Se vio que en el separador de alta presión, debe obtenerse una muestra de gas y otra de líquido; entonces en necesario recombinar estas muestras parciales para tener la muestra representativa del fluido del reservorio.

La recombinación consiste en la mezcla física proporcional de dichas muestras parciales.

Existen dos tipos de recombinación:

 Bajo composición conocida

1.8.1 RECOMBINACIÓN BAJO COMPOSICIÓN CONOCIDA

En este caso se conocen las composiciones molares, tanto del gas como del líquido.

La recombinación se obtiene con los siguientes pasos:

1. Determinar la cantidad de moles de gas y la cantidad de moles de líquido que deben conformar la muestra representativa del fluido del reservorio.

2. Determinar la composición del fluido del reservorio en base a las proporciones molares y composiciones del gas y del líquido

1.8.2 RECOMBINACIÓN BAJO COMPOSICIÓN DESCONOCIDA

Bajo condiciones estándar asumidas, Pcs = 14.7 psia y Tcs = 60ºF, se

tienen las siguientes constantes:

- volumen de un mol de gas = 379.4 p3_/mol

- peso molecular del aire seco = 28.97 lb/mol

Tomando en cuenta como base:

- 1 bls de petróleo, y

- R = volumen de gas seco medido, pcs/bls (relación gas/petróleo)

Se puede establecer las siguientes ecuaciones:  peso del gas seco del separador, m_g

28.97

379.4

R

m





 peso total líquido del separador, m_o

350

m





 peso total líquido del separador, m_w

w g o

m



m



m

0.07636

350

m



R







379.4

R

n



350

n

M





 peso molecular del fluido del reservorio, Mw

0.07636

350

350

379.4

R

m

M

R

n

M















n



n



n

Mo es el peso molecular de líquido. Si no se conoce, se puede hallar

una aproximación con la relación:

42.43

5954

º

8.8

1.008

M

API















350

379.4

R

n

M







Las constantes críticas del C₇+ _{se pueden obtener por correlaciones:}

métodos de Rowe, Riazi-Daubert, otro. Revisar Capítulo 2 de Ingeniería de Reservorios I.

Considerando un sistema típico de separación de dos etapas, conformado por un separador y un tanque de almacenaje, para aplicar las anteriores ecuaciones es necesario calcular la relación gas/petróleo total R tomando en cuenta además el gas que se desprende del tanque de almacenaje. Por otra parte, es necesario calcular la gravedad del gas como un promedio ponderado en base a sus gravedades específicas.

 Si se tiene que el fluido del reservorio es gas, su gravedad

específica se determina con la relación:

(1.16)

28.97

M





---Ejemplo 1.6

(Recombinación bajo composición desconocida)

Un yacimiento de gas condensado produce 177 bls/d con una gravedad API de 54º. El separador produce 3540M pcs/d de gas con una gravedad específica respecto al aire de 0.74, y del tanque de almacenaje se recupera 88M pcs/d de gas con una gravedad de 1.2. Si la presión inicial del reservorio es 3555 psia y la temperatura de 195ºF, calcular:

c.s.: 14.65 psia y 60ºF Pi = 3555 psia Ti = 195ºF 177 bls/d 54 ºAPI 3540M pcs/d ϒg= 0.74 88M pcs/d ϒg= 1.2 14.45psia 60ºF separador tanque

a) La relación gas-petróleo total. b) La gravedad específica

promedio del gas producido. c) El peso molecular

aproximado del condensado. d) Los moles de líquido y gas en

el fluido del reservorio.

e) La gravedad específica del fluido de reservorio.

Ejemplo 1.7

(Recombinación bajo composición conocida)

Los siguientes datos fueron obtenidos de un reservorio de gas condensado:

Presión inicial de reservorio: 5365 psia Temperatura de reservorio: 263ºF

Porosidad: 24%

Saturación de agua intersticial: 28%

Caudal de producción gas separador: 925600 pcs/d Caudal de producción de condensado: 33.5 bls/d

Condiciones estándar: 17.7 psia y 60ºF Peso molecular del C₇+ _{de líquido de sep: 0.8515}

Factor volumétrico del líquido de sep.: 1.245 bbl/bls

ºAPI: 50.28

Calcular los volúmenes originales de gas y condensado in situ en base a la composición de gas de separador y líquido de tanque (datos adjuntos a continuación):

Ejemplo 1.7

(cont.)

Comp. Yi (gas sep.) Xi (liq. tanque)

CO2 0.0140 0 C1 0.9219 0.1925 C2 0.0405 0.0515 C3 0.0105 0.0325 i-C4 0.0065 0.0120 n-C4 0.0033 0.0204 i-C5 0.0004 0.0165 n-C5 0.0003 0.0173 C6 0.0015 0.0412 C7+ 0.0011 0.6161 1.0000 1.0000

Ejemplo 1.8

(Práctica)

Un yacimiento de gas húmedo produce a través de un sistema de separación de dos etapas. Las relaciones gas/petróleo son 98835 pcs/bls (sep.) y 408 pcs/bls (tanque). Comp _Yi gas sep. Yi gas tanque Xi liq. tanque C1 0.8814 0.4795 0.0026 C2 0.0730 0.1769 0.0054 C3 0.0297 0.1755 0.0194 i-C4 0.0054 0.0490 0.0148 n-C4 0.0045 0.0466 0.0193 i-C5 0.0023 0.0293 0.0312 n-C5 0.0017 0.0222 0.0293 C6 0.0016 0.0190 0.0902 C7+ 0.0004 0.0020 0.7878 1.0000 1.0000 1.0000

El líquido de tanque es de 55.4 ºAPI. Las composiciones de las muestras de

superficie se dan en la siguiente tabla:

Propiedades del C₇+_: grav. específica = 0.779

peso molecular = 131 lb/lb-mol

Calcular la composición del gas de reservorio yiseparador Sep. tanque yitanque xitanque 98835 pcs/bls 408 pcs/bls 55.4 ºAPI

1.9 CROMATÓGRAFO

Es el equipo que se utiliza para efectuar el análisis de la composición de muestras de hidrocarburos de pozo, de gas o líquido.

Aunque hay diferentes sofisticaciones de acuerdo al fabricante, el principio básico, los dispositivos y los componentes son comunes.

SISTEMA DE INYECCIÓN (1)

Es el dispositivo donde se carga la muestra. Diferentes tipos de hidrocarburos requieren diferentes tipos de carga que pueden ser: una válvula de carga o una jeringa similar a la hipodérmica.

MEDIO DE TRANSPORTE (2)

Por lo general es helio. Este gas transporta la muestra hasta la columna de separación y al detector.

1

2

COLUMNA DE SEPARACIÓN (3)

El propósito de este dispositivo es efectivamente separar las fases de los componentes. Se basa en el principio de que cada componente tiene un determinado tiempo de llegada, El agente de separación dentro de la columna permite que las moléculas pequeñas viajen a través de la columna a mayor velocidad que las moléculas grandes, esto hace que cada

componente individual tenga su propio tiempo de llegada al detector.

DETECTOR (4)

Produce una fuerza electromotriz. La presencia de un componente

diferente al gas transportador (He) produce un cambio en el voltaje

del detector, grandes concentraciones de un componente producen grandes cambios de voltaje. 1 2 3 4 Esquema de un Cromatógrafo

REGISTRADOR (5)

Es un dispositivo graficador que trabaja con la f.e.m. del detector vs. tiempo. Existe una línea base, que es el nivel cero provocado por el gas transportador (He) y sirve para calibrar el instrumento. Es la f.e.m. que registra el detector cuando el helio pasa a través de el.

INTEGRADOR (6)

Es el dispositivo que permite indicar el momento en que salen de la

columna los componentes.

1

3 4

5

6

Línea base Esquema de un Cromatógrafo

PICO

Es la respuesta registrada cuando el componente pasa por el detector.

RESOLUCIÓN

La resolución es el intervalo de tiempo cuando ningún componente está pasando por el detector.

ÁREA

El área bajo el pico representa la concentración del componente en la muestra. Registro de un Cromatógrafo Línea base Pico Resolución Área