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ING.MIGUEL VIDAL. ANALISIS EXPERIMENTAL DE LOS FLUIDOS [email protected]
56

Miguel Vidal Bello

Oct 26, 2014

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Propiedades de Fluidos en el Reservorio y Análisis PVT
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Page 1: Miguel Vidal Bello

ING.MIGUEL VIDAL.

ANALISIS EXPERIMENTAL DE LOS FLUIDOS

[email protected]

Page 2: Miguel Vidal Bello

ING.MIGUEL VIDAL.

Propiedades de Petróleo NegroFactor Volumétrico del Petróleo (Bo)

dardsscondicioneaentoalmacenamidequeelenpetróleodevolumen

reservoriodelscondicioneadisueltogaspetróleodeVolumenBo tantan

oo Bb

1Factor de encogimiento

Pb

Bo (res bbl/STB)

1.0

1.8

Presión del reservorio, psig

0.0

Propiedades de los Hidrocarburos

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Page 3: Miguel Vidal Bello

L

Gas (G)

Petróleo (O)

Agua (W)

Propiedades de los Hidrocarburos

Stock Tank Gas

Gas del separador

Primera etapa de separación

Stock Tank (ST)

Segunda etapa de separación

GORsp

ysp

yST

GORST

xST

VR

Vsc

1sc

Ro V

VB

11

R

sc

oo V

V

Bb

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Page 4: Miguel Vidal Bello

Propiedades de Petróleo NegroSolubilidad del gas (Rs)

dardesscondicioneaentoalmacenamidequealentrandopetróleodeVolumen

petróleoelendisueltogasdeVolumenRs tantan

Pb

Rsb

0.0

Presión del reservorio, psig

0.0

Rs (sfc/STB)

Propiedades de los Hidrocarburos

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Page 5: Miguel Vidal Bello

Propiedades de Petróleo NegroFactor Volumétrico Total o Bifásico (Bt)

)( ssbgot RRBBB

Pb

Bt (res bbl/STB)

1.0

20

Presión del reservorio, psig

0.0

Bt

Bo

Propiedades de los Hidrocarburos

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Page 6: Miguel Vidal Bello

Propiedades de Petróleo NegroCoeficiente Isotérmico de Compresibilidad

Pb

co (1/psi)

0.0

30

Presión del reservorio, psi

0.0

bo ppcobo e

T

o

oTT

o p

B

Bp

v

p

v

vc

1ln1

Propiedades de los Hidrocarburos

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.

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Page 7: Miguel Vidal Bello

Propiedades de Petróleo NegroCoeficiente de Viscosidad

Pb

o (cp)

0.0

Presión del reservorio, psig

0.0

Propiedades de los Hidrocarburos

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.

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Page 8: Miguel Vidal Bello

Propiedades de PetróleoViscosidad 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:

SUSSUS

o tt

G

7,149219,0

donde, esta en centipoises y Go es la gravedad específica del petróleo a la temperatura de medición.

Propiedades de los Hidrocarburos

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Page 9: Miguel Vidal Bello

Propiedades de Petróleo Volátil

Pb

Bo (res bbl/STB)

1.0

Presión del reservorio, psig

0.0Pb

Rs (sfc/STB)

0.0

Presión del reservorio, psig

0.0

3000

Propiedades de los Hidrocarburos

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Page 10: Miguel Vidal Bello

Propiedades de Gases SecosFactor 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.

Propiedades de los Hidrocarburos

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Factor Volumétrico del Gas de Formación (Bg)

Presión (P)

Factor Volumétrico

Bg

00

scf

cfres

p

TZB

R

RRg ;02828,0

scf

bblres

p

TZB

R

RRg ;00502,0

donde, T[oR] y p[psia].

Propiedades de los Hidrocarburos

dardsscondicioneagasdeVolumen

reservoriodelscondicioneagasdeVolumenBg tan

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Page 12: Miguel Vidal Bello

Coeficiente Isotérmico de Compresibilidad

Presión (P)

Compresibilidad del gas

cg

00

ctteTg P

v

vc

1

prTprpcprpc

g p

Z

Zpppc

11

prTprpr

pcg p

Z

Zppc

11

Propiedades de los Hidrocarburos

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.

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Coeficiente de Viscosidad Dinámica ()

p

p dy

du

Viscosidad del gas g

Presión ded Reservorio (P)00

Incremento de Temperatura

jjj

jjjgj

g My

My

2/1

2/11

1

2121111 2 gNgCOggg SHT

T

T

gg

gg 1

1

Propiedades de los Hidrocarburos

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Propiedades de los Hidrocarburos

Coeficiente de Viscosidad Dinámica ()

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Propiedades de los Hidrocarburos

Coeficiente de Viscosidad Dinámica ()

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Page 16: Miguel Vidal Bello

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 los Hidrocarburos

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Page 17: Miguel Vidal Bello

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

Propiedades de los Hidrocarburos

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Recombinación Conociendo la Composición en Superficie

Cabeza de pozo

Stock Tank Gas

Gas del separador

Primera etapa de separación

Stock Tank (ST)

Segunda etapa de separación

GORsp

ysp

yST

GORST xST

Propiedades de los Hidrocarburos

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Recombinación Conociendo la Composición en Superficie

Gas a presión intermedia

Gas a alta presión

Primera etapa de separación

Segunda etapa de separación

Almacenamiento de Condensado

Cabeza de pozo

GORsp1

GORsp2

Gg sp1 Gg sp2

GORST

Gg ST

Tercera etapa de separación

Propiedades de los Hidrocarburos

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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.

Propiedades de los Hidrocarburos

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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.

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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

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1.- Ensayos Primarios

- Simples en campo

- Se mide gravedad específica, G

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

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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

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3. Ensayos Especiales de Laboratorio PVT

- Solo en aplicaciones especiales

- Cuando la explotación se realiza inyectando gas miscible.

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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.

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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:

o Presión de saturación (Pb o Pdp)o Coeficiente de compresibilidad isotérmica de líquido ( Co ò Cg)o Factor de compresibilidad de la fase gaseosa o Volumen total de hidrocarburos en función de la presión

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ENSAYOS DE EXPANSION A COMPOSICION CONSTANTE

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.

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ENSAYOS DE EXPANSION A COMPOSICION CONSTANTE

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ENSAYOS DE EXPANSION A COMPOSICION CONSTANTE

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:

sat

trel V

VV

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ENSAYOS DE EXPANSION A COMPOSICION CONSTANTE

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

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ENSAYOS DE EXPANSION A COMPOSICION CONSTANTE

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:

rel

sat

V

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

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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:

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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.

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ENSAYO DE VAPORIZACION DIFERENCIAL

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.

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ENSAYO DE VAPORIZACION DIFERENCIAL

Las propiedades experimentales obtenidos mediante este ensayo incluyen:

o Cantidad de gas en solución como función de la presión, Rsd.o Los factores volumétricos del petróleo y del gas (Bod, Bgd).o El encogimiento en el volumen de petróleo como función de la

presión.o Propiedades del gas liberado y su composición (Z y G).o Densidad del petróleo remanente como función de la presión.

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ENSAYO DE VAPORIZACION DIFERENCIAL

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ENSAYO DE VAPORIZACION DIFERENCIAL

T=200 oF

Presión Vo/Vor Vg/Vor 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

2000 1,2288 0,0547 6,7676

1800 1,2153 0,0595 6,5895

1600 1,2021 0,0657 6,4114

1400 1,1889 0,0738 6,2333

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

)/( org VVF

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

Factor volumétrico de gas:

Factor de compresibilidad o de desvío:

Factor volumétrico del petróleo:

STB

RB

STBSTB

STBRB

VV

VVB

org

orgg ;

)/(

)/(;

)/(

)/(

TP

BPTZ

sc

gsc

STB

RB

V

VB

or

ood ;

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

Relación Gas-Petróleo disuelta inicial:

Gas remanente disuelto en el petróleo:

STB

SCFFR máxsid ;615,5

STB

SCFFFR

STB

SCFFRR

máxsd

sidsd

;)(615,5

);615,5(

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

Factor volumétrico total :

STB

RBBRRBB gsdsdbodtd ;)(

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ENSAYO DE VAPORIZACION DIFERENCIAL

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ENSAYO DE VAPORIZACION DIFERENCIAL

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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.

EXPANSIONES EN EL SEPARADORCONDICIONES ÓPTIMAS DE SEPARACIÓN

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EXPANSIONES EN EL SEPARADORCONDICIONES ÓPTIMAS DE SEPARACIÓN

Gas a baja presión

Gas a presión intermedia

Gas a alta presión

Primer estado de separación

Segundo estado de separación

Tercer estado de separación

Almacenamiento de Condensado

Eliminación de agua

Agua

Cabeza de pozo

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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)

EXPANSIONES EN EL SEPARADORCONDICIONES ÓPTIMAS DE SEPARACIÓN

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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.

EXPANSIONES EN EL SEPARADORCONDICIONES ÓPTIMAS DE SEPARACIÓN

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

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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:

CONDICIONES ÓPTIMAS DE SEPARACIÓN

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

Condiciones óptimas de separación:Psep = 100 psiaTsep = 60 oFBobf = 1,2791 (RBb / STB)Rsbf = 488 (SCF/STB)

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Page 54: Miguel Vidal Bello

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.

EXPANSIONES EN EL SEPARADORCONDICIONES ÓPTIMAS DE SEPARACIÓN

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

Condiciones óptimas de separación:Psep = 100 psiaTsep = 60 oFBobf = 1,2791 (RBb / STB)Rsbf = 488 (SCF/STB)

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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

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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.

ANALISIS EXPERIMENTAL COMPLETO DE LAS PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS

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