ANÁLISIS PVT.

El análisis PVT consiste en un conjunto de pruebas que se hacen en el laboratorio para determinar las propiedades y su variación con la presión de los fluidos de un yacimiento petrolífero, con la finalidad de conocer el comportamiento del mismo. Este estudio relaciona tres parámetros básicos: Presión, Volumen y Temperatura (PVT), los cuales son los que gobiernan en gran parte el comportamiento de la producción de un yacimiento de petróleo. El análisis PVT consiste en simular en el laboratorio el agotamiento de Presión de un yacimiento volumétrico e isométrico midiendo exactamente los volúmenes de gas y liquido separados en cada decremento de presión. Durante las pruebas el volumen y la temperatura se mantienen constantes

Los estudios PVT están diseñados para representar el comportamiento de los fluidos de reservorio durante las etapas normales de explotación de yacimientos. Algunos procesos que ocurren en el reservorio pueden reproducirse, con razonable representatividad, a la escala de laboratorio, pero otros procesos sólo pueden aproximarse en forma muy simplificada. En consecuencia, resulta muy importante comprender la representatividad de los estudios de laboratorio para los distintos tipos de fluidos y para los diferentes reservorios.

OBJETIVOS DEL ANÁLISIS PVT.

El análisis PVT tiene como objetivo simular correctamente el comportamiento de un yacimiento durante la producción del fluido, desde el yacimiento hasta los separadores, donde es fundamental que la muestra sea representativa del fluido original en el yacimiento.

Entre los objetivos del análisis PVT, se encuentran:

1. Determinar ciertos parámetros del yacimiento y condiciones actuales del pozo, para predecir el futuro comportamiento del mismo.

2. Permite estimar nuevas reservas y diseñar la completación del pozo más adecuada a las necesidades del mismo.

3. Permite saber si existe suficientes hidrocarburos que justifiquen los cortes de perforación de nuevos pozos o desarrollo de nuevos campos.

FACTORES A TOMAR EN CUENTA PARA EL ANÁLISIS DE LAS PRUEBAS PVT.

Tipos de liberación gas – petróleo:

Estas son técnicas de laboratorio usadas para obtener el comportamiento PVT. Deben simular los tipos de separación gas- líquido que ocurren durante la producción del gas condensado desde el yacimiento hasta los separadores. Se presentan dos tipos de separación

Separación diferencial:

En la liberación diferencial, en este tipo de prueba la muestra se carga en la celda a una presión igual a la presión de burbujeo, luego se disminuye varias veces la presión reduciendo el volumen del líquido y aumentando el volumen de gas, se extrae el gas desprendido manteniendo la presión constante encada etapa, el volumen de gas es medido conjuntamente con el volumen de líquido que queda en la celda. Se inicia con la presión de burbujeo y se termina la prueba cuando la presión sea la atmosférica (14.7l lpca) y ya no exista gas en solución, este proceso se realiza a temperatura constante siendo esta la temperatura del yacimiento.

Separación instantánea:

En este caso el gas permanece en contacto con el petróleo, lo que significa que la composición total del sistema (gas – petróleo) permanece constante durante el agotamiento de presión. En la liberación instantánea se simula el comportamiento del fluido en los separadores. Para ello se coloca la muestra en una celda a la temperatura y presión inicial del yacimiento, esta presión tiene que ser mayor ala presión de burbuja, luego se realizan varios decrementos de la presión hasta llegar a la presión de burbuja y se mide en cada etapa el volumen de petróleo y de gas obtenido, el gas es extraído del sistema en cada etapa y es colocado en un gasómetro, instrumento que permite la lectura del volumen de gas extraído de la celda; la presión de burbuja se manifiesta por el cambio repentino del volumen de muestra total, ya que ocurre un gran aumento del mismo por un pequeño cambio de presión debido a la evolución del gas altamente compresible.

CONSIDERACIONES PARA EL MUESTREO DE FLUIDOS Y ANÁLISIS PVTCONSIDERACIONES PARA EL MUESTREO DE FLUIDOS Y ANÁLISIS PVT

Se debe seleccionar un pozo con alta productividad fluyendo a presiones de

fondo por encima del punto de saturación preferiblemente o solo unas pocas

libras por debajo.

La identificación del tipo de fluido y su aparente punto de saturación calculado

por correlaciones podrá dar una idea del tipo de muestreo requerido.

Para el caso de los gases condensados se debe escoger como prioridad el

muestreo de superficie a no ser que el gas sea húmedo o seco.

Antes de seleccionar el tipo de muestreo para el análisis PVT se recomienda

averiguar en otras divisiones por los requerimientos del análisis de tal manera

que el muestreo seleccionado pueda aportar el volumen de muestra requerido.

Evitar el muestreo de pozos con daño o estimulados antes del muestreo.

No debe producir agua. Si la produce, no tomar las pruebas PVT, ya que el agua

no se puede separar completamente condensado, si se somete a un proceso de

deshidratación la composición de la mezcla cambia. Y los separadores trifásicos

no son confiable.

VALIDACIÓN DE LAS PRUEBAS PVT

La validación de las pruebas de laboratorio PVT para sistemas de gas

condensado incluye desde la revisión de la representatividad de la muestra hasta la

comprobación de que no hay errores de consistencia en los resultados de laboratorio. Un

análisis PVT debe ser representativo y consistente, para poder ser utilizado en estudios

integrados de yacimientos de gas condensado.

TIPOS DE MUESTREOTIPOS DE MUESTREO

La obtención de una muestra representativa de los fluidos de yacimiento de gas

condensado es considerablemente más difícil que la de un yacimiento de petróleo negro.

La razón principal de esta dificultad es la posible formación de condensado retrogrado

durante el proceso de muestreo.

Dependiendo del lugar donde se tomen las muestras, éstas se pueden clasificar en la

forma siguiente:

Muestras De Superficie (separador)Muestras De Superficie (separador)

Las muestras de gas-liquido son tomadas del separador después de largos

períodos de flujos estabilizados. Durante la pruebas de flujos se deben medir las tasas de

gas y condensados del separador. Estas muestras se deben recombinar en la misma

proporción de las tasas de flujos o de la relación gas condensado (líquido) medida en el

separador.

Recomendaciones para obtener las muestras de superficiesRecomendaciones para obtener las muestras de superficies

Las muestras de gas y condensado deben ser tomadas simultáneamente.

El separador debe estar operando a condiciones estabilizadas de presión,

temperatura y flujo.

Determinar con mucha precisión las condiciones del separador durante la toma

de las muestras (P, T, RGC, Qg).

Para el muestreo de gas se recomienda llenar un cilindro evacuado.

Para el muestreo de líquido se recomienda utilizar la técnica de desplazamiento

de mercurio (la muestra de líquido desplaza al mercurio del cilindro).

Las muestras deben ser tomadas en el separador de mayor presión y no en el

tanque. La relación gas-líquido se mide entre el gas del separador de prueba y el

líquido del tanque. Este último valor se corrige tomando en cuenta el factor de

merma del líquido al pasar del separador al tanque.

Ventajas

Operación sencilla y rápida, menos riesgo de problemas mecánicos.

Se puede tomar grandes volúmenes de muestras.

No hay interrupción en la producción.

Para pozos produciendo con alto corte de agua.

No requiere que el fluido este fluyendo en una sola fase.

Único método recomendado para yacimientos agotados.

Más económico.

La muestra no se contamina con fluidos acumulados en el pozo.

Menor riesgo que el de fondo

Las muestras son de fácil manejo en el campo y en la superficie.

Desventajas

Necesita un separador de prueba.

Los resultados PVT dependen totalmente de la RGP medida en el separador.

El separador de prueba debe tener los instrumentos de medición del gas muy

bien calibrado.

El análisis PVT es un poco más costoso

Los resultados dependen de la exactitud de la medición de las tasas de flujo.

Resultados erróneos cuando se tiene separación gas-líquido deficiente.

Pequeños errores de medición de tasas de flujo y recombinación generan

muestras no representativas.

Muestras de FondoMuestras de Fondo

Consiste en bajar al fondo del pozo una herramienta (muestreador) de unos 6 pies de

longitud y 1 ½ pulgadas de diámetro que tiene una cámara (600-700 cc) donde se

acumula la mezcla de hidrocarburos a la presión y temperatura del punto de muestreo.

La presión de fondo fluyente debe ser mayor que la presión de rocío de tal manera

que el fluido se encuentre en una sola fase. Se debe tomar por lo menos 3 muestras. La

muestra de gas condensado debe tomarse justo por encima de la interfase.

Las muestras de fondo no son representativas del fluido de un yacimiento de gas

condensado por diferentes razones:

- Acumulación de condensado en el fondo del pozo.

- Contaminación de muestras con agua.

- Contaminación de la muestra con fluidos de perforación.

Ventajas

- No requiere de medición de las tasas de flujo.

- No es afectado por problemas de separación gas-líquido en el separador.

- Excelente para el muestreo de gases condensado subsaturados siempre y cuando la

muestra no se contamine en el fondo del pozo.

Desventajas

- No toma muestras representativas cuando Pwf<Proc

- No se recomienda cuando el pozo tiene una columna de líquido en el fondo.

- Volumen de muestra pequeña.

- Pueden ocurrir fugas durante la sacada del muestreador a la superficie.

- Peligro de accidentes en el manejo de las muestras a alta presión.

Aunque las muestras de fondo para gas condensado casi no se habían usado

debido a que no eran representativas, actualmente existen herramientas que permiten

tomar muestras de fondo para gas condensado, e incluso analizar la composición del

fluido en el pozo lo que se traduce en una gran ventaja de representatividad de la

muestra.

Muestras de Cabezal

Si se está produciendo un fluido monofásico a condiciones del cabezal del pozo, se

puede tomar la muestra directamente en el cabezal. La muestra se hace fluir a un

cilindro o a un pequeño separador portátil.

Ventajas

- Rápido y de bajo costo.

- No requiere de medición de tasas de flujo.

Desventajas

- No se debe usar se Pcab<Proc.

- Es difícil tomar una muestra representativa por la agitación de los fluidos que

ocurre durante el muestreo.

RECOMENDACIONES SOBRE LA ESCOGENCIA DEL POZO DE PRUEBARECOMENDACIONES SOBRE LA ESCOGENCIA DEL POZO DE PRUEBA

La producción del pozo debe ser estable antes del muestreo.

Debe tener un alto índice de productividad de tal manera que la presión

alrededor del pozo sea la más alta posible.

Debe ser un pozo nuevo y presentar poca formación de líquido en el fondo.

No debe producir agua libre.

La Relación gas condensado y la gravedad ºAPI del condensado deben ser

representativas de varios pozos.

En yacimientos de gas condensado con pierna (zona) de petróleo negro, los

pozos de prueba deben estar retirados del contacto gas-petróleo para

minimizar cualquier efecto negativo de la producción de petróleo negro sobre

la prueba PVT del gas condensado.

No debe sufrir procesos de conificación de agua-petróleo.

PRUEBAS PVT DE LABORATORIOPRUEBAS PVT DE LABORATORIO

El equipo de laboratorio usado en estudios PVT de condensado difieren del usado en

estudios PVT de petróleo negro por dos razones:

a) La presión del punto de roció de la mayoría de los sistemas de condensados no

pueden ser detectados por un cambio brusco en la relación presión-volumen del

sistema.

b) La fase líquida constituye una pequeña parte del volumen total de la celda. Por lo

tanto es necesario tener métodos más precisos de medir pequeñas cantidades de

líquido. Una de las celdas más usadas en los estudios PVT de gas condensado es la

ventana de vidrio que permite visualizar el punto de rocío y la formación de líquido

por disminución de presión.

INFORMACIÓN OBTENIBLE DE PRUEBAS PVT

Análisis composicional de los fluidos separados y del yacimiento incluyendo

peso molecular y densidad de los heptanos y componentes más pesados (o en

general del pseudocomponente más pesado).

Comportamiento isotérmico presión – volumen (P–V) a temperatura constantes

del yacimiento. Determinación del punto de rocío.

Agotamiento isovolumétrico e isotérmico de presión del fluido de yacimiento

incluyendo el análisis composicional del gas producido a varias presiones de

agotamiento.

Determinación del GPM del gas producido a las presiones de agotamiento.

Variación del porcentaje de condensado retrógrado con presión.

Factores de compresibilidad del gas producido y de la mezcla remanente en la

celda.

Factores volumétricos del gas condensado.

Optimización de presiones de separación instantánea gas – líquido.