6. PRUEBAS DE LABORATORIO PVT.pdf
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19/05/2014 1 UNIVERSIDAD SURCOLOMBIANA 6. PRUEBAS DE LABORATORIO PVT Ing. Javier Andrés Martínez P. 19/05/2014 Curso de Comportamiento de Fases - 2014 1 INTRODUCCION Para realizar estudios de yacimientos y para planificar adecuadamente el desarrollo de los mismos, el ingeniero de petróleos necesita conocer como se comportan volumétricamente los fluidos dentro del yacimiento, dentro de los pozos y en condiciones de superficie. Como tal comportamiento depende de la presión (P), volumen (V) y temperatura (T) se deben determinar las diferentes propiedades físicas de los fluidos en un amplio rango de temperaturas y presiones. Estas propiedades se identifican a partir de pruebas experimentales conocidas como análisis PVT. 19/05/2014 Curso de Comportamiento de Fases - 2014 2
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UNIVERSIDAD SURCOLOMBIANA
6. PRUEBAS DE LABORATORIO PVT
Ing. Javier Andrés Martínez P.
19/05/2014Curso de Comportamiento de
Fases - 2014 1
INTRODUCCION
Para realizar estudios de yacimientos y para planificaradecuadamente el desarrollo de los mismos, elingeniero de petróleos necesita conocer como secomportan volumétricamente los fluidos dentro delyacimiento, dentro de los pozos y en condiciones desuperficie. Como tal comportamiento depende de lapresión (P), volumen (V) y temperatura (T) se debendeterminar las diferentes propiedades físicas de losfluidos en un amplio rango de temperaturas ypresiones. Estas propiedades se identifican a partir depruebas experimentales conocidas como análisis PVT.
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INTRODUCCION
Adicionalmente, también se debe conocer cómo cambian laspropiedades originales del yacimiento a medida que varía lacomposición de la mezcla de hidrocarburos debido a laproducción del yacimiento.
Las pruebas Presión/Volumen/Temperatura (PVT) son una seriede procedimientos de laboratorio diseñados para obtenervalores de ciertas propiedades físicas de gran importancia enlos cálculos de la ingeniería de petróleos. Dentro de esta seriede pruebas de laboratorio encontramos: Análisis composicional,separación multietapas, expansión a composición constante(CCE), Expansión-Liberación diferencial (DLE), y Agotamientoa volumen constante (CVD).
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INTRODUCCION
En general se puede señalar que las propiedadesPVT permiten predecir:
El cambio en la composición de la corriente de flujocomo función de tiempo. El diseño de completación, el cual depende de laspropiedades de los fluidos en el pozo. El efecto de la re-inyección de gas. Los efectos de miscibilidad.La concentración de H2S y N2 en el gas producido. La Predicción de reservas de gas y aceite. El cálculo del factor de Recobro.
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INTRODUCCION
La toma de decisiones técnico-económicas para laproducción de yacimientos. El proveer variables para el diseño de facilidadesde superficie. La predicción del comportamiento del yacimientohacia el futuro. La determinación experimental de las condicionesóptimas de separación.Las cantidades y composiciones de los líquidos quequedan en el yacimiento y sus propiedades:densidad, tensión superficial, viscosidad, entre otras.
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INTRODUCCION
Ahora bien, para poder obtener un buenestimado de las propiedades de los fluidos delyacimiento, es necesario asegurarse de contarcon muestras realmente representativas de ellosy de que sean analizadas adecuadamente en loslaboratorios. Sin embargo, con algunoshidrocarburos resulta difícil obtener muestras decalidad para pruebas PVT, en especial con losfluidos que se encuentran cerca del punto críticoy con los crudos pesados con alto contenido deasfaltenos.
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INTRODUCCION
Laboratory Analysis Oils Gas Condensates
Bottomhole sample ● ○Recombined composition ○ ●C7
+ TBP distillation ○ ○C7
+ simulated distillation ○ ○Constant-composition expansion(CCE)
● ●
Multistage surface separation ● ○Differential separation (DLE) ● NCVD ○ ●Multicontact gas injection ○ ○
● = standard, ○ = can be performed, and N = not performed
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ANÁLISIS PVT DE PETRÓLEO
Los análisis PVT usualmente realizados a yacimientos depetróleo son:
(1) Análisis composicional(2) CCE(3) Liberación Diferencial(4) Prueba de separación multietapas.
El CCE determina la presión de burbuja y las propiedadesvolumétricas de un aceite subsaturado. También nos da elcomportamiento volumétrico de las dos fases por debajodel punto de burbuja; sin embargo, estos son muy pocousados.
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ANÁLISIS PVT DE PETRÓLEO
La prueba de Liberación Diferencial y de separadorson usados juntos para calcular las propiedadestradicionales, Bo y Rs, para cálculos de ingenieríade yacimientos. Ocasionalmente en vez de realizarun estudio de Liberación Diferencial se realiza unCVD cuando se trata de petróleos volátiles.También, la fracción C7
+ puede ser separada en unnúmero de carbonos sencillos desde C7
aproximadamente hasta C20+ por un análisis TBP o
una destilación simulada.
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ANÁLISIS PVT DE GAS CONDENSADO
El programa estándar de experimentos para gascondensado incluye:
(1) Análisis composicional recombinado(2) CCE(3) CVD
Los datos del CCE y CVD son medidos en unacelda de alta presión donde la presión de rocío esobtenida visualmente. Volumen/presión total y elcomportamiento del líquido son medidos mediantela prueba CCE.
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ANÁLISIS PVT DE GAS CONDENSADO
Los volúmenes de las fases que definen elcomportamiento retrogrado son medidos en laprueba CVD junto con el factor Z y la composicióndel gas producido. Opcionalmente, se puederealizar una prueba de separación multietapas, unanálisis TBP ó una destilación simulada del C7
+.
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MUESTREO DE FLUIDOS
Las propiedades PVT se determinan normalmente enel laboratorio utilizando una muestra de fluido delyacimiento, la cual puede obtenerse de dos formas: 1)con equipo especial de muestreo (tomamuestras) quese baja al fondo del pozo para recoger la muestra encondiciones de yacimiento y 2) tomando muestras degas y petróleo en la superficie y mezclándolas en lasdebidas proporciones de acuerdo con la relación gas-petróleo (RGP) medida al tiempo de muestreo. Sea cualfuera el método utilizado, se recomienda obtenerla alcomienzo de la vida productiva del yacimiento, ya quede esta forma será más representativa de lacomposición del fluido original.
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MUESTREO DE FLUIDOS
Previo a la toma de cualquier muestra, se debeseleccionar el pozo y prepararlo para ello. Entre lasconsideraciones que deben tomarse, se tienen:
1. El pozo debe ser lo más reciente posible. Esto haceque se minimicen los efectos del gas libreexistente en el yacimiento e incrementa la posibilidadde que la composición de sus fluidos no hayaexperimentado muchos cambios.
2. El pozo debe tener el mayor índice de productividadposible, a fin de mantener alta la presión en lascercanías del pozo y evitar los problemas antesmencionados.
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MUESTREO DE FLUIDOS
3. Es recomendable que el pozo no produzca agua. Si no existenpozos de este tipo, debe tenerse un cuidado especial en laubicación de los equipos toma muestras de la prueba.
4. Deben probarse varios pozos con diferentes tasas deproducción para determinar la presión de fondo fluyente a talestasas. Esto permitirá determinar cuál de ellos tiene la presión deflujo estabilizada más alta a una tasa de producción estabilizada.
5. Debe seleccionarse el pozo que posea una relación gas-petróleo estable, para lo cual es importante el análisis de suhistoria de producción que indicará los cambios de la RGP o deproducción. Los cambios en esta relación son indicios de cam-bios de saturación en las cercanías del pozo, lo cual haráimposible la obtención de una muestra representativa.
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MUESTREO DE FLUIDOS
Existen tres formas diferentes para obtener las muestras de losfluidos de un yacimiento, las cuales son:
MUESTRAS DE FONDO
Para tomar este tipo de muestra es necesario que una vezseleccionado el pozo, se proceda a su preparación, para lo cual serequiere cierto tiempo que varía según su historia y su capacidad deproducción. Con el objeto de obtener la presión de fondo fluyentemás alta, el pozo debe producirse por un tiempo a la tasa de flujomás baja que pueda mantener y hasta que se haya estabilizado laRGP de producción. Es recomendable alcanzar la menor saturaciónde gas posible en las cercanías del pozo y, de ser factible, que éstasea la saturación inmóvil del gas. El tiempo necesario para estaoperación varía entre un par de horas y varios días, dependiendo dela productividad del pozo y de la saturación de gas libre en elmomento de comenzar su preparación .
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MUESTREO DE FLUIDOS
El fluido que entra al pozo se encuentra en las condiciones deequilibrio que existen en el fondo. Se recomienda correr unregistro de producción con un medidor continuo de flujo y undensímetro para determinar el punto de mayor entrada de flujo ylos posibles contactos gas-petróleo y agua-petróleo. Una vez quese tenga esta información, se selecciona la profundidad a la cualse ubicará el tomamuestras, lo que debe hacerse en la zona demayor flujo de petróleo.
Realizado lo anterior, se introduce el tomamuestras con laayuda de un cable, se ubica a la profundidad deseada y se activasu cierre desde la superficie con el objeto de obtener y mantenerla muestra bajo presión.
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MUESTREO DE FLUIDOS
Algunos de los problemas que pueden presentarse en la toma dela muestra son los siguientes:
1. Se encuentra gas libre en la cámara. Esto se puede detectarpor una reducción de la presión y de la temperatura de lacámara, desde la temperatura de fondo o de flujo a latemperatura ambiente de la superficie.2. Al determinar la presión de saturación, mediante inyección deagua o de mercurio, ésta resulta mayor que Pwf. En este caso esposible que se haya recolectado gas libre en el fondo o que sehaya perdido petróleo durante su desplazamiento desde elfondo hasta la superficie.3. La presión de saturación que se obtiene es ligeramenteinferior a la presión del yacimiento, aun cuando esté a presión deburbujeo.
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MUESTREO DE FLUIDOS
MUESTRAS RECOMBINADAS
En este procedimiento la toma de muestras se efectúa en elseparador de superficie y posteriormente, en el laboratorio, serecombinan los fluidos en las mismas proporciones que existíanen las pruebas de producción que se hayan efectuado. Altomar las muestras se debe estar seguro de obtener losvolúmenes necesarios de cada una de ellas para poderrecombinarlas en la relación que se requiere. Esta precaucióndebe observar se especialmente cuando se recolecta la fasegaseosa, debido al alto volumen de gas necesario para serdisuelto en el petróleo.
Además de las muestras, se necesita la siguiente informacióncomplementaria:
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MUESTREO DE FLUIDOS
1. Volumen del petróleo en el separador y en el tanque dealmacenamiento2. Temperatura y presión del separador3. Temperatura y presión del tanque de almacenamiento4. Gravedad específica del petróleo5. Relación gas-petróleo de producción6. Gravedad específica del gas7. Temperatura del fondo del pozo8. Presión fluyente del pozo
Con esta información es posible efectuar una recombinación delas muestras que sean representativas del yacimiento.
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MUESTREO DE FLUIDOS
Este método es excelente cuando el pozo está fluyendo a unapresión mayor que la presión de burbujeo de los fluidos delyacimiento. Si la presión de fondo fluyente es menor, se produce gaslibre y la presión de burbujeo obtenida en el laboratorio será mayorque la original del yacimiento. El ingeniero de yacimientos puededetectar esta anomalía y corregirla tomando en cuenta pruebasanteriores y la historia de producción del yacimiento.
MUESTRAS DE FLUJO
Este procedimiento se aplica básicamente a la toma de muestra enpozos productores de condensados. Para realizarlo se requiere lamisma preparación de los pozos y la misma información que en elmétodo de recombinación de muestras; la presión y la temperaturajuegan un papel importante y, por ello, es necesario conocer sumedida en el punto donde se tomó la muestra.
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MUESTREO DE FLUIDOS
Este método utiliza un tubo de pequeño diámetro que se introduce enel centro de la tubería de flujo del pozo, punto donde existe la mayorvelocidad de flujo. El fluido que pasa por dicho tubo es desviado a unseparador auxiliar o a un recipiente para tomar muestras. Se trata deun método rápido que, unido a un pequeño separador, puede darbuenos resultados con medidas efectuadas en el campo. La muestrapuede almacenarse en el envase toma muestra y, en este caso, sumanipulación es similar a la toma de muestra en el fondo del pozo.También se pueden tomar muestras separadas de gas y líquido paratratarlas como en el método de recombinación de muestras.
El procedimiento pierde su exactitud cuando los pozos producen conalto contenido de líquido, pues los líquidos se distribuyen a lo largode la tubería y no fluyen distribuidos uniformemente en el gas, lo cualocasiona que no sean recogidos cuando el tubo toma muestra seubica en el centro de la tubería.
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ANÁLISIS DE COMPOSICIÓN
Determinar la composición de cada uno de loscientos de diferentes especies químicas presentesen el petróleo es imposible. En todos los casos lascomposiciones de los componentes livianos sondeterminadas, y los componentes pesados sonagrupados en un solo componente (normalmenteC7
+). Este componente consiste en cientos dediferentes especies químicas.
Los estudios PVT son usualmente realizados a unao mas muestras tomadas durante las pruebas deproducción.
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ANÁLISIS DE COMPOSICIÓN
Las muestras de fondo de pozo pueden serobtenidas por wireline con un contenedor de altapresión durante una prueba de producción o unperiodo de cierre.
Las muestras de fondo de pozo son las preferidaspara yacimientos de aceite, mientras que lasmuestras recombinadas son tradicionalmenteusadas para yacimientos de gas condensado. Laventaja de las muestras de separador es que ellaspueden se recombinadas en varias proporcionesobteniendo la presión de burbuja deseada.
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ANÁLISIS DE COMPOSICIÓN
En el pasado, las composiciones de los fluidos delyacimiento se analizaban incluyendo la separación delmetano hasta el hexano, con los heptanos ycomponentes más pesados agrupados como un solocomponente, C7+,y reportados con un peso moleculary una densidad promedio. Hoy en día, el desarrollo deecuaciones de estado (EOS) más refinadas, ha hechonecesaria una descripción más completa de loscomponentes más pesados y, en este sentido, serecomienda que el análisis composicional de losfluidos del yacimiento incluya la separación de loscomponentes hasta el decano como mínimo; incluso enalgunos casos se requieren composiciones hasta elC30 o mayores.
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PRUEBAS DE SEPARADOR
Con esta prueba se trata de simular lo que ocurre enlos separadores de campo. A tal efecto, se carga unamuestra en una celda a presión de yacimiento y, luego,se descarga a un sistema de separadores de una, dos ytres etapas cada una a diferentes presiones, tal comose muestra en la siguiente Figura.
En cada etapa se separa el gas del líquido y se midenel volumen del gas y el del líquido remanente. Con estainformación se pueden calcular la relación gas-petróleoen cada etapa de separación y el factor volumétrico delpetróleo bajo este esquema.
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PRUEBAS DE SEPARADOR
Liquid
Hg
Tanque de almacenamiento
Liquid
Gas Gas
P = Pb
Separator
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PRUEBAS DE SEPARADOR
Mediante esta prueba se determinan los cambios en elcomportamiento volumétrico de los fluidos del yacimiento amedida que pasan a través de los separadores y llegan altanque de almacenamiento. El comportamiento volumétricofinal está influenciado por las condiciones de operación,esto es, las presiones y las temperaturas de las facilidadesde separación en superficie. su objetivo principal es proveerla información esencial de laboratorio necesaria paradeterminar las condiciones óptimas de separación, lascuales maximizarán la producción de petróleo en el tanque.Además, sus resultados, combinados con los datos deliberación diferencial, proporcionan una forma de obtenerlos parámetros PVT (Bo, Rs y Bt) requeridos por losingenieros de petróleo en sus cálculos. Conviene señalarque estas pruebas de separadores se llevan a cabosolamente en el petróleo original al punto del burbujeo.
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PRUEBAS DE SEPARADOR
Dichas pruebas se realizan colocando una muestra dehidrocarburos en una celda PVT, cuyo volumen se midecomo Vsat. Luego se desplaza y somete a la prueba deliberación instantánea a través de un sistema de separaciónde múltiples etapas, comúnmente de una a tres etapas, cuyapresión y temperatura se fijan para representar lascondiciones de separación de las facilidades de superficie.El gas liberado de cada etapa se remueve y se le determinala gravedad específica y el volumen en condicionesnormales. El volumen del petróleo remanente en la últimaetapa, que representa las condiciones de tanque, se midey se denota como (Vo)sc. Estas medidas experimentales seusan para determinar el factor volumétrico del petróleo en laformación y la solubilidad del gas a la presión de burbujeo,por medio de las siguientes relaciones:
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PRUEBAS DE SEPARADOR
Donde Bofb es el factor volumétrico del petróleo al puntode burbujeo en BY/BN; Rsfb, la razón gas-petróleo ensolución al punto de burbujeo, medida en la prueba deliberación instantánea en PCN/BN; y (Vg)sc, el volumentotal de gas removido de los separadores en PCN.
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PRUEBAS DE SEPARADOR
Este procedimiento se repite para las diferentespresiones de separación a una temperatura dada.Generalmente se recomienda que en la cuartaetapa se determine la presión óptima de separaciónque corresponde al menor valor del factorvolumétrico del petróleo en la formación. A estamisma presión, la gravedad del petróleo encondiciones normales será máxima, y el gas totalseparado, esto es, el gas en el separador y el gasen el tanque de almacenamiento, será mínimo.
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PRUEBAS DE SEPARADOR
Ejemplo: Prueba de Separadores a 75°F
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PRUEBAS DE SEPARADOR
Ejemplo: Datos de una Prueba de Separadores
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PRUEBA CVD
Generalmente consiste en una serie de expansiones ydesplazamiento a presión constante de la mezclarecombinada, de tal manera que en el volumen de gasmás líquido acumulado en la celda permanececonstante al finalizarse cada desplazamiento. El gasretirado a presión constante es llevado a unlaboratorio de análisis donde se mide su volumen y sedetermina su composición. Los factores decompresibilidad (Z) del gas retirado y de la mezclabifásica (gas + liquido) remanentes en la celda y elvolumen de líquido depositado en el fondo de a celdase deben determinar a cada presión.
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PRUEBA CVD
Este proceso es continuado hasta alcanzar lapresión de abandono a ese momento se analizanlas fases líquidas y gaseosa remanentes en lacelda. Un balance molar permite comparar lacomposición del fluido original en la calculada enbase a los fluidos remanentes y producidos, lo cuala su vez permite observar si las medidas sonexactas.
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PRUEBA CVD
P1 = Psat P2 < Psat P2 <PsatP2 < Psat P3 < P2 <Psat
gasgas
oilHg
Hg
HgHg
Hg
Gas off
oil
oil
oil
gasgas gas
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PRUEBA CVD
La prueba CVD proporciona 5 importantes medidas delaboratorio las cuales pueden ser usadas en una variedadde predicciones en ingeniería de yacimientos. Estasmedidas son:
Presión de Rocío Cambios de composición de la fase gaseosa con el
agotamiento de la presión. Factor de compresibilidad a la presión y temperatura del
yacimiento. Recobro de los hidrocarburos «in-situ» a cualquier
presión. Acumulación del condesado retrógado (Saturación de
líquido).
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PRUEBA CCE
Esta prueba comúnmente conocida como prueba depresión-volumen permite medir el volumen total relativo porun proceso de equilibrio o de liberación instantánea y selleva a cabo en petróleos crudos o de gas condensado. Elobjetivo de esta prueba es determinar:
• Presión de saturación (presión de burbujeo o del punto derocío)• Coeficientes de compresibilidad isotérmica de fluidos deuna sola fase por encima de la presión de saturación• Factores de compresibilidad de la fase gaseosa• Volumen total de hidrocarburos en función de presión
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PRUEBA CCE
El procedimiento experimental, tal como se muestra en lasiguiente Figura, consiste en colocar una muestra dehidrocarburo (petróleo o gas) en una celda visual PVT a latemperatura del yacimiento y a una presión por encimade su presión inicial. La presión de la celda se disminuye atemperatura constante al ir removiendo mercurio apequeños intervalos de la celda, incrementando así elespacio disponible para el fluido. Se mide el cambio en elvolumen total de hidrocarburos, Vt, para cada incrementode presión.
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PRUEBA CCE
Vt
Vt
VtVt
Vt
P> > Pb P > Pb P = Pb P < Pb P << Pb
oiloil oil
oil
oilHg Hg Hg
Hg
Hg
gasgas
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PRUEBA CCE
Este procedimiento se continúa hasta observar un cambio bruscoen la pendiente del gráfico de presión versus volumen. Estecambio ocurre cuando el gas en solución comienza a liberarse y,por lo tanto, indica la presión de saturación del sistema, (Psat =Pb). El volumen correspondiente, Vob , se mide y registra parautilizarlo como referencia.
El volumen del sistema de hidrocarburos en función de la presiónde la celda se re porta como el cociente del volumen dereferencia. Éste se denomina volumen relativo y se expresamatemáticamente por la siguiente ecuación:
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PRUEBA CCE
Donde Vrt es el volumen relativo; Vt , el volumentotal del sistema de hidrocarburos; y Vob, el volumena la presión de saturación.
Después que el gas comienza a liberarse, la celdase agita regularmente para asegurar que elcontenido se encuentre en equilibrio, pero, y estoes importante, no debe removerse de ella ningúnlíquido ni gas. Luego de obtener el equilibrio se re-gistra la presión resultante.
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PRUEBA CCE
El proceso se continúa, midiendo en cada paso elvolumen total del sistema de hidrocarburos enfunción de la presión de la celda. Este volumen sedenomina volumen total, Vt, ya que, a presiones pordebajo del punto de burbujeo, incluye ambas fases:gas y petróleo. Los datos reportados se expresancomo volumen relativo total y se utilizan paracalcular el factor volumétrico total o bifásico. Eneste proceso se construye un gráfico de Vt enfunción de la presión.
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PRUEBA CCE
En la figura anterior se observa que el volumen relativo esigual a uno a la presión de saturación. Es importante señalarque como no se remueven hidrocarburos de la celda, lacomposición total de la muestra no cambia durante elproceso.
Frecuentemente, los datos de volumen relativo requieren serajustados para corregir las inexactitudes que se cometen enel laboratorio al medir el volumen total de hidrocarburosjustamente por debajo de la presión de saturación y,también, a bajas presiones. Para tal fin se utiliza la funciónadimensional conocida como Función Y, cuya ex presiónmatemática se define solamente para presiones por debajode la presión de saturación y es como sigue:
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PRUEBA CCE
Donde Psat es la presión de saturación en Psia; P la presión en Psia;y Vrel, el volumen relativo a la presión P.
Para ajustar los datos de volumen relativo por debajo de la presiónde saturación, la Función Y se representa en función de la presión enun sistema cartesiano. Cuando se construye el gráfico, esta funciónforma una línea recta o tiene solamente una pequeña curvatura. LaFigura siguiente muestra la Función Y versus la presión para unsistema cuya gravedad API es 34,6°F. Obsérvese el comportamientoerrático de los datos cercanos a la presión en el punto de burbujeopor las dificultades en la medición de pequeños volúmenes de gasa dichas presiones.
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PRUEBA CCE
Los siguientes pasos resumen el procedimientopara corregir los datos de volumen relativo:
• Paso 1: calcular la Función Y para todas laspresiones por debajo de la presión de saturación,usando la ecuación anterior.• Paso 2: Representar la Función Y versus presiónen sistema cartesiano.• Paso 3: Determinar los coeficientes que fijan lamejor línea recta, o sea:
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PRUEBA CCE
donde a y b son el intercepto y la pendiente de lalínea recta, respectivamente.
• Paso 4: Recalcular los volúmenes relativos paratodas las presiones por debajo de la presión desaturación usando la siguiente expresión:
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PRUEBA CCE
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PRUEBA CCE
Muestras de Gas Condensado
Los datos CCE para un gas condensado usualmenteincluyen volumen total relativo, Vrt, definido como el volumende gas o mezcla de gas-aceite dividido por el volumen en elpunto de rocío. Los factores Z son reportados a presionesmayores e iguales al punto de rocío.
Recíprocamente el FVF del gas húmedo, bgw, es reportado ala presión de rocío y presión inicial del yacimiento, dondeestos valores representan el volumen de gas equivalente ogas húmedo a condiciones estándar producido a partir de 1bbl de gas de yacimiento
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PRUEBA CCE
Muchos experimentos CCE son realizados en unacelda visual para gas condensado, y los volúmenesrelativos de aceite (condensado), vro, sonreportados a presiones por debajo del punto derocío. vro normalmente es definido como elvolumen de aceite dividido por el volumen total degas y aceite, algunas veces algunos reportesdefinen vro como el volumen de aceite dividido porel volumen en punto de rocío.
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PRUEBA CCE
oil
P>PR
1 2 3 4
P=PR P<PR P<<PR
gas gas gas gas
oil
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PRUEBA DE LIBERACION DIFERENCIAL
Esta prueba comienza de la misma manera que la devolumen relativo total discutida en el punto anterior. Lamuestra de fluido se coloca en una celda de altas presiones,a una presión por encima del punto de burbujeo y a latemperatura de yacimiento. La presión se va disminuyendoen pequeños incrementos y se mide el cambio en volumendel sistema. Esto se repite hasta que aparece la primeraburbuja de gas. Esta presión se de nomina presión deburbujeo. Luego, para presiones predeterminadas oincrementos en volumen, se retira mercurio de la celda yocurre liberación del gas en solución. Después, se agita lacelda hasta que se alcance el equilibrio entre el gas liberadoy el petróleo remanente en la celda. La Figura siguientemuestra esquemáticamente la representación de la prueba.
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PRUEBA DE LIBERACION DIFERENCIAL
P1 = Psat P2 < Psat P3 < P2 <PsatP2 < Psat P3 < P2 <Psat
gasgas
oil
oil
oil
oil
oil
Hg
Hg
HgHg
Hg
Gas off Gas off
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PRUEBA DE LIBERACION DIFERENCIAL
El volumen total del gas y del petróleo sedetermina por los cambios en volúmenes demercurio durante la prueba. Todo el gas libre seretira de la celda a una presión constanteinyectando mercurio. Luego, el volumen de gaslibre desplazado y el volumen de petróleoremanente en la celda se miden así en lascondiciones de la celda. Como el gas libretambién se mide en condiciones normales, sepuede estimar el factor de desviación del gas.
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PRUEBA DE LIBERACION DIFERENCIAL
Después de ese punto, la presión se reduce en variasetapas, usualmente de 10 a 15 niveles de presión. A cadapresión de análisis se agita la muestra para alcanzar elequilibrio y todo el gas liberado se remueve, y su volumense mide en condiciones estándar.
El volumen de petróleo remanente VL se mide a cada nivelde presión. Es importante señalar que este petróleoremanente está sujeto a continuos cambios de composicióny progresivamente se va enriqueciendo en loscomponentes más pesados. Este tipo de liberación secaracteriza por la variación de la composición del sistematotal de hidrocarburos. Los datos experimentales obtenidosde esta prueba incluyen:
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PRUEBA DE LIBERACION DIFERENCIAL
• Cantidad de gas liberado y, por lo tanto, la relación gasdisuelto petróleo.
• Merma o reducción del volumen de petróleo en función dela presión.
• Propiedades delgas que sale, incluyendo su composición,el factor de compresibilidad y la gravedad específica.
• Densidad del petróleo remanente en función de la presión
Este procedimiento se repite para todos los incrementos depresión hasta que sólo queda petróleo en la celda a latemperatura del yacimiento y presión atmosférica. Luego elvolumen del petróleo residual se mide y se convierte a unvolumen a 60°F, esto es Vsc .
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PRUEBA DE LIBERACION DIFERENCIAL
El factor de merma del petróleo, debido a cambios detemperatura, se determina retirando el petróleo de la celda,donde se encuentra a la temperatura del yacimiento ypresión atmosférica, y depositándolo en un recipientedonde se pueda medir su volumen a la temperatura de60°F.
Los factores volumétricos del petróleo obtenido porseparación diferencial, Bod, también conocidos comofactores relativos del volumen de petróleo a todos losniveles de presión, se calculan dividiendo los volúmenes depetróleo registrados, VL, entre el volumen de petróleoresidual, Vsc. Es decir:
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PRUEBA DE LIBERACION DIFERENCIAL
La razón gas en solución diferencial se calcula también dividiendo elvolumen del gas en solución Rsd entre el volumen de petróleo residual,Vsc.
Hay que señalar que los datos experimentales reportados en la pruebade separación diferencial, relacionados con el volumen de petróleoresidual a 60°F, como se muestra en las Figuras siguientes, dan a lascurvas del volumen relativo de petróleo, Bod, y de la relación gaspetróleo Rsd, una apariencia muy similar a las del factor volumétrico enla formación Bo y a la de la solubilidad del gas Rs, lo cual puedeconducir a su uso erróneo en los cálculos de yacimiento.
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PRUEBA DE LIBERACION DIFERENCIAL
Es importante enfatizar que la prueba de liberación diferencial
representa el comportamiento del petróleo en el yacimiento a
medida que la presión declina. Por esta razón, se debe llevar
este petróleo a la superficie a través de separa dores y hasta
el tanque de almacenamiento, utilizando una prueba de
separación instantánea o prueba de separadores.
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PRUEBA DE LIBERACION DIFERENCIAL
Se considera que la prueba de liberación diferencial es la quedescribe mejor el proceso de separación que ocurre en elyacimiento y la que simula mejor el comportamiento fluyente delos sistemas de hidrocarburos en las condiciones por encima dela saturación crítica de gas. La diferencia entre la prueba deliberación diferencial y la prueba instantánea radica en laextracción del gas liberado en la primera de ellas, lo cualocasiona que la composición de la muestra cambie durante elproceso y su composición final sea diferente. Tal cambio ocurredebido a que el primer gas que se libera está constituido por lasfracciones livianas del gas (metano, etano y propano) que sonremovidas de la mezcla.
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