Grupo 1) Comportamiento de fases de petróleo y gas. 1

En la Industria Petrolera, el estudio del comportamiento de fases de fluidos es importante a la hora de la descripción y determinación de la propiedades de los mismos. Pero antes de sumergirse completamente en temas como tipos de pruebas realizadas para estudiar dichos comportamientos es necesario conocer algunos fundamentos básicos.

Fase: cualquier parte homogénea y diferente físicamente del sistema en estudio, por ejemplo en el caso de tener un cubo de hielo, agua líquida en cualquier proporción y vapor de agua estaríamos hablando de un sistema de tres fases o trifásico. A continuación se presenta un Diagrama de Fases para hidrocarburos con el fin de reflejar un poco mejor la información a mencionar.

Puntos de Burbujeo: puntos en los cuales existe fase líquida con una parte infinitesimal de gas.

Puntos de Rocio: puntos en los cuales existe fase gaseosa con una parte infinitesimal de líquido.

Presión Cricondenbárica: máxima presión en la cual coexisten equilibradamente la fase líquida y la fase gaseosa.

Temperatura Cricondentérmica: máxima temperatura en la cual coexisten equilibradamente la fase líquida y la gaseosa.

Condensación Retrógrada: puede ser expresada desde dos ópticas, la condensación de líquido durante expansión de gas a temperatura constante o bien la condensación de líquido durante calentamiento de gas a presión constante.

Punto Crítico: punto en el cual convergen las curvas de rocío y burbujeo.

Como se puede notar en el diagrama de fases presentado anteriormente existen diversos tipos de yacimientos reflejados en el gráfico, se explicarán a continuación cada uno de ellos con el fin de poder diferenciarlos con mayor facilidad.

a) Yacimientos de Gas:

Yacimientos de Gas Seco: son aquellos reservorios en los cuales la mezcla de hidrocarburos se mantiene gaseosa tanto en yacimiento como en superficie, generalmente la composición del hidrocarburo presente en este tipo de yacimientos posee alrededor de 90% de gas metano (C1) y la temperatura en yacimiento excede la temperatura cricondentérmica. En este tipo de yacimientos no se observa condensación retrógrada.

Yacimientos de Gas Húmedo: se definen como todos aquellos reservorios en los cuales la mezcla de hidrocarburos se mantiene gaseosa en el yacimiento pero en superficie entra en la zona bifásica. En este tipo de yacimientos la temperatura presente es superior a la temperatura cricondentérmica, la relación gas-petróleo de producción está entre 60 y

100 MPCN/BN (Millones de Pies Cúbicos Normales sobre Barriles Normales), el líquido producido es incoloro (observado en supercie) y presenta una gravedad API mayor a 60°.

Yacimientos de Gas Condensado:

 Un gas condensado es un tipo de fluido que se encuentra en fase gaseosa dentro del yacimiento. Cuando ocurre una disminución de presión, se produce una condensación de líquidos proveniente del gas en forma de fase líquida libre en el yacimiento. Los gases condensados se caracterizan por una relación gas/líquido (RGP) que oscila entre los 3.000 a 150.0000 PCN/BN, con una gravedad API del líquido que se encuentra en un rango desde los 40 a 60° API, aunque gravedades tan bajas como 29° API han sido reportadas. El color solo no es un buen indicador para poder distinguir si se está en presencia de un condensado o petróleo. El condensado de 29° API fue de color negro. Los condensados con una alta gravedad API presentan un color cristalino (como el agua). Normalmente no se esperan observan comportamiento retrógrados dentro de un yacimiento a presiones por debajo de las 2.500 lpca. A estas relativamente bajas presiones, el condensado presenta colores muy ligeros y de alta gravedad API. Las bajas gravedades y colores más oscuros en los condensados, son indicadores de que los mismos contienen alta proporción de componentes pesados en la mezcla. Altas presiones son necesarias para vaporizar los hidrocarburos pesados, en consecuencia, un yacimiento que produzca un condensado muy oscuro es indicativo que el mismo tenga una alta presión de rocío.

b) Yacimientos de Petróleo:

Yacimientos de Petróleo de Alta Volatilidad o "Cuasi-Crítico": son reservorios en los cuales la mezcla de hidrocarburos se encuentra inicialmente cerca del punto crítico en estado líquido, la reducción de la presión a temperatura constante origina considerables cambios en la relación gas-petroleo de solucion y cuando la presión de yacimiento cae por debajo de la presión de burbuja se produce un agotamiento acelerado del crudo. La temperatura en yacimiento es ligeramente menor a la temperatura crítica, la relación gas petróleo de producción esta entre 2000 y 5000 PCN/BN (Pies Cúbicos Normales sobre Barriles Normales), el factor volumétrico de formación de petróleo (Bo) es mayor a 1,5 BY/BN (Barriles de Yacimiento sobre Barriles Normales) y el crudo posee una gravedad API mayor a 40°.

Yacimientos de Petróleo de Baja Volatilidad o "Petróleo Negro": son reservorios en los cuales la temperatura de yacimiento es mucho menor a la temperatura crítica, existe una proporción considerable (alrededor de 40%) de heptano (C7), la reducción de la presión a temperatura constante no produce grandes cambios en cuando a la relación gas-petróleo de solución, la relación gas-petróleo de producción es inferior a 2000 PCN/BN (Pies Cúbicos Normales sobre Barriles Normales), el factor volumétrico de formación de petróleo es inferior a 1,5 BY/BN (Barriles de Yacimiento sobre

Barriles Normales), el color del líquido producido es negro o verde oscuro y la gravedad API que presenta es menor a 40°.

En este se observa la envolvente de fases que resulta de unir las curvas de puntos de burbujeo y puntos de rocío. En los puntos de burbujeo el sistema (mezcla de hidrocarburos) se encuentra en fase líquida en equilibrio con una cantidad infinitesimal (burbuja) de gas. En los puntos de rocío el sistema se encuentra en fase gaseosa en equilibrio con una cantidad infinitesimal (gota) de líquido.Al punto donde se unen las curvas de burbujeo y rocío, se denomina punto crítico. A las condiciones del punto crítico, las propiedades intensivas (aquellas que no dependen de la masa: densidad, viscosidad, etc.) del gas y líquido son idénticas.La envolvente de fases divide el diagrama en tres regiones: La del líquido que está situada fuera de la envolvente y a la izquierda de la temperatura crítica; la del gas que también está fuera de la envolvente pero a la derecha de la temperatura crítica y la de dos fases que se encuentra dentro de la envolvente y donde se hallan en equilibrio el gas y el líquido. En esta región se observan las líneas de isocalidad que son líneas que unen puntos de igual porcentaje volúmetrico de líquido en la mezcla líquido-gas. De esta forma, las curvas de burbujeo y rocío son líneas de 100% y 0% de líquido, respectivamente. Todas estas curvas de isocalidad también convergen en el punto crítico.Otro punto observado en el diagrama de fase es el punto de temperatura cricondentérmica(Tcdt) que es la máxima temperatura a la cual existe equilibrio entre vapor y líquido (a T>Tcdt y a cualquier presión, el sistema está en fase

gaseosa). También se observa el punto de presión cricondembárica (Pcdb) que se define como la máxima presión a la cual existe equilibrio entre vapor y líquido. La posición relativa de los puntos cricondentérmico y cricondembárico con respecto al punto crítico, depende de la composición del sistema. Para crudos, el punto cricondembárico está a la izquierda del punto crítico, en cambio, para gases naturales y gases condensados está a la derecha.Cada mezcla de hidrocarburos encontrada en un yacimiento tiene un diagrama de fases característico, el cual permanece constante, mientras se mantenga constante la proporción de componentes en la mezcla; sufriendo modificaciones cuando se altera esta proporción debido a la extracción preferencial de fluidos o a la inyección de alguno o algunos de ellos (gas natural, CO2, N2, etc.). Se puede observar que a medida que la mezcla es más liviana y volátil las presiones de burbujeo y rocío son mayores

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Una vez definidos los diagramas de fases de los yacimientos existes ciertos parámetros que relacionan el volumen de hidrocarburos en el yacimiento y superficie a una determina presión y temperatura.

Parámetros PVT

Los parámetros PVT son un conjunto de valores que permiten relacionar los volúmenes de hidrocarburos presentes en el reservorio a las condiciones de presión y temperatura del mismo con los volúmenes de la misma masa a condiciones normales de presión y temperatura(14,7 lpca y 60°F). Estos parámetros son:

1.- Factor Volumétrico de Formación de Petróleo (βo): Se establece como el volumen de petróleo en barriles a condiciones de presión y temperatura del yacimiento ocupado por un barril de petróleo y su gas en solución a condiciones normales.

2.- Factor Volumétrico de Formación de Gas (βg): Se establece como la relación entre el volumen de cierta masa de gas a condiciones de yacimiento entre el volumen de esa masa a condiciones normales.

3.- Factor Volumétrico de Formación Total (βt): Es el volumen en barriles a condiciones normales ocupado por un barril normal de petróleo mas su volumen de gas disuelto a una presión y temperatura cualquiera.

4.- Relación Gas en solución-Petróleo (Rs): Este parámetro se puede definir como el volumen de gas (en pies cúbicos) a condiciones normales que pueden disolverse en un barril de petróleo a las mismas condiciones, pero a una determinada presión y temperatura.

5.- Relación Gas Petróleo en Producción (Rp): En este caso se define como el volumen de gas (en pies cúbicos)a condiciones normales producidos entre el volumen de petróleo también a condiciones normales producidos.

Propiedades pvt de los fluidos:

La producción de petróleo y gas natural constituye sin duda el motor de la economía mundial. La creciente actividad de la industria petrolera nos obliga a contar con datos de fluidos representativos para evitar criterios erróneos en la caracterización de los fluidos que pudieran afectar el desarrollo de los campos e incluso la creación de plantas.

Los estudios PVT se llevan a cabo con el propósito de analizar los yacimientos, y partiendo de los resultados de estos estudios, determinar los diversos parámetros y metodologías que se desarrollarán para poner a producir el yacimiento. El muestreo de fluidos se realiza al principio de la vida productiva del yacimiento. Existen dos formas de recolectar las muestras de fluidos:

- Muestreo de fondo.

La toma de muestra en el fondo consiste en introducir al pozo una herramienta llamada muestreador generalmente de seis pies de altura y una pulgada y media de diámetro, este posee una cámara para almacenar un volumen de 600 cm3 aproximadamente, la toma se realizará a la presión y temperatura del punto donde se haya tomada la muestra, lo más cercano a la profundidad del pozo. (Ver Figura 1)

Así mismo se recomienda que la toma se realice cuando el pozo esté produciendo a una tasa baja de flujo estabilizado. En cuanto a la presión del fondo fluyente la misma debe ser mayor a la presión de rocío del yacimiento. Se recomienda además tomar más de una muestra al mismo tiempo a las cuales se le deberá calcular la presión de saturación a temperatura atmosférica y la diferencia entre ellas no debe exceder los 30 lpc. Si al momento de realizar la toma, el pozo está produciendo agua, se deberá chequear este valor en la muestra tomada.

Ventajas del Muestreo de Fondo

No se requiere de la medición de tasas de flujo de gas y líquido. No es afectado por problemas de separación gas – petróleo en el

separador. Se recomienda para yacimientos subsaturados.

Desventajas del Muestreo de Fondo

El volumen de la muestra es pequeño. No se pueden realizar muestras representativas si la presión de fondo

fluyente es menor a la presión de burbujeo. No se recomienda este tipo de muestreo si la producción de agua es muy

grande. Pueden ocurrir fugas de fluidos durante la extracción de la muestra a

superficie. El muestreador corre el riesgo de quedarse atascado en el pozo. Peligro de accidentes en el manejo de la muestra a alta presión. La muestra puede contaminarse con fluidos extraños como lodo de

perforación, grasa de muestreadores, entre otros. Contaminación proveniente de fluidos de perforación, filtrado de lodo y

fluidos de completación. Separación de fases en la cercanía del pozo, debido a un excesivo

drawdown. Producción en commingled. Flujo intermitente o “cabeceo” a bajas tasas de flujo.

Pérdida de los componentes reactivos, tales como sulfuros, que afectan los equipos de fondo.

Separación de fases en la columna estática de fluido del pozo. Transferencia, manejo y transporte de las muestras. Errores en la medición de parámetros de medición de las condiciones de

fondo (presión y/o temperatura).

3- Muestreo por recombinación superficial.

El Muestreo de Superficie también llamado Muestreo de Separador o Recombinadas consiste en tomar las muestras de petróleo y gas en los separadores. Con las mediciones precisas de las tasas de flujo, las presiones y temperaturas del petróleo y el gas, se recombinan las muestras en el laboratorio para aproximarse a las propiedades del yacimiento. Las muestras deben tomarse cuando el flujo sea estable en los separadores, preferiblemente en el separador de mayor presión y no en el tanque; se recomienda tomar la muestra en los separadores siempre como precaución a problemas imprevistos generados con las muestras de fondo.

Ventajas del Muestreo de Superficie

Se recomienda este tipo de muestreo cuando la presión de fondo fluyente es menor a la presión de burbuja.

Tiene un menor costo y riesgo que en el fondo. Son de fácil manejo en superficie. Permite tomar muestras de gran volumen. La muestra no se contamina con fluidos acumulados en el pozo.

Desventajas del Muestreo de Superficie

La proporción en que quedan recombinados el gas y el petróleo dependen de la exactitud de las mediciones de las tasas de flujo de gas y petróleo.

Los errores en la medición de las tasas de flujo para recombinar las muestras tienen influencia directa en la determinación de la presión de burbujeo.

Corriente de fluido no equilibrada en el separador debido a la inapropiada dimensión del separador, insuficiente tiempo de residencia, inapropiada operación y pobres condiciones mecánicas.

Entrada de líquido en la salida de corriente de gas en el separador. Entrada de gas en la salida de corriente de líquido en el separador. Formación de emulsiones en la salida de la corriente de líquido. Pobres prácticas de muestreo en el separador. Transferencia, manejo y transporte de las muestras. Error en la medición de parámetros en el separador

Los análisis PVT son absolutamente necesarios para llevar a cabo el diseño de instalaciones de producción, análisis nodales, diversas actividades de la ingeniería de yacimientos; permiten obtener cálculos como el POES del yacimiento, predecir su vida productiva; definir los esquemas óptimos de producción, evaluar métodos de recuperación mejorada y demás propiedades que predicen el comportamiento de los pozos a medida que son explotados. La nuevas herramientas y equipos

disponibles de manejo automatizado y computarizado, hacen más factibles la realización de los estudios.

Una vez que se determina el estado del fluido presente en el yacimiento a través de los estudios experimentales para fluidos de yacimiento(PVT), se procede a recopilar y estudiar toda la información acerca del comportamiento de los mismos en función de las variaciones de la presión, temperatura y volumen. Esto pasa a ser de vital importancia para la vida productiva del yacimiento ya que si podemos predecir cómo será el comportamiento del fluido se busca la manera de mantener la energía del pozo obteniendo así una mayor producción. Se puede evitar producir de una manera ineficiente, alargando la vida del yacimiento manteniendo las presiones.

Cuando se analizan pruebas PVT existe un porcentaje de esas pruebas que resultan no ser útiles debido a que pudiera haber contaminación de los recipientes donde se toman las muestras, mala toma de la muestra o inestabilidad de la producción a nivel de toma de muestreo, entre otros problemas. Es por ello que en el análisis PVT debemos considerar sumamente importante los datos que se están registrando de modo que éstos sean bastante representativos y de esta manera nos den la seguridad de un desarrollo óptimo del campo petrolífero o gasífero. Para tener la certeza de que el muestreo es representativo, se hace una validación exhaustiva tomando en cuenta todos los parámetros del yacimiento medidos durante la toma de muestras como son:

- Presión estática del yacimiento- Presión fluyendo- Presión y temperatura a la cabeza del pozo- Presión y temperatura del separador- Gastos de líquido y gas en el separador , así como el líquido en el tanque- Factor de encogimiento del aceite

En el laboratorio: Para realizar los estudios PVT en el laboratorio como ya mencionamos antes es necesario tener una muestra representativa del fluido que se encuentra en el yacimiento, por lo tanto se tiene que obtener la muestra al inicio de la producción de manera que esté a condiciones de temperatura y presión inicial del yacimiento. De no ser así, la muestra dejaría de ser una porción representativa del mismo, por lo que se alterarían las propiedades del fluido y por consiguiente no se obtendrían resultados valederos del comportamiento de fases del fluido en el yacimiento. El análisis de laboratorio consiste de:

- Expansión instantánea de la muestra de fluido para determinar la presión de burbujeo.

- Expansión diferencial de la muestra de fluido para determinar Bo y Rs.Expansión instantánea de la muestra de fluido a través de varios separadores para obtener los parámetros que permiten ajustar los datos PVT de laboratorio para cotejar las condiciones del separador de campo.

Por consiguiente se debe:

- Verificar la validez de las muestras- Hacer una comparación de los datos de campo con los datos de laboratorio- Comparar las muestras tomadas en superficie mediante recombinado de las muestras de fondo- Realizar estudios pertinentes al fluido mediante los siguientes experimentos:

a) Agotamiento a volumen constanteb) Agotamiento diferencial(sólo realizado en aceites)c) Agotamiento a composición constanted) Estudio de separadores en etapase) Determinación de propiedades físicas como viscosidad, densidad, entre otras.

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Análisis experimental

La técnica de separación de agotamiento a volumen constante se realiza para la caracterización de los fluidos que muestran intercambio másico entre los diferentes componentes. Esta técnica es de gran utilidad para estudiar los yacimientos de aceite volátil, de gas y condensados.

Existen básicamente dos métodos (Bashbush, 1981), (Hoffman, 1960), para realizar la validación de un análisis PVT. El primero consiste en checar las constantes de equilibrio o valores K, esto se hace al graficar en papel semilogarítmico las constantes K contra la presión y observar que no existan posibles cruces entre las diferentes curvas de los componentes, además deben de mostrar una tendencia suave.

El segundo es basado en la gráfica de Hoffman-Crump que relaciona el logaritmo de K*P con un factor de caracterización B; en este caso los diferentes componentes deben de mostrar un comportamiento de líneas rectas paralelas entre sí.

El ingeniero petrolero a partir de la toma de data PVT, enfatizando por supuesto la validez de las técnicas de muestreo ya sea proveniente del análisis composicional detallado en el laboratorio o data limitada de producción, evalúa su calidad y procesa esta data para que pueda ser usada en alguna de las muchas herramientas de simulación actualmente en uso en la industria. Una comprensión experta de las propiedades de presión-volumen-temperatura (PVT) es esencial para una correcta ingeniería de los análisis de prueba de pozo, diseño de levantamiento artificial, volumetría de reservorio, movimiento de fluidos en reservorio, análisis de registro de producción y relaciones de desempeño de influjo.

El estudio PVT composicional es de gran importancia en la ingeniería de yacimientos petroleros, ya que coadyuva a determinar el tipo de yacimiento del que provienen los fluidos y las condiciones volumétricas en las que se encuentran, a través del análisis de su comportamiento (volumétrico y composicional), con la finalidad de poder establecer la mejor estrategia de explotación y separación en la superficie. Debemos detenernos en este momento para considerar y aclarar que el análisis PVT es uno de los grandes recursos con los que contamos para entender el comportamiento de los fluidos en el yacimiento y debemos recordar que se nos pueden presentar muchos casos y muchas situaciones complicadas en el yacimiento que pudieran afectar o hacer menos optima nuestra data de análisis PVT, tal como es el caso cuando al caer la presión en un yacimiento que contiene crudo saturado, el gas de solución es liberado pero en un volumen inferior al

pronosticado al análisis PVT, efectuado bajo condiciones de equilibrio, es decir, se encuentra supersaturado con gas. Este efecto causa que la presión del yacimiento sea más baja de lo que sería si el equilibrio se hubiera alcanzado.

Al usar la EBM (Ecuación de Balance de Materiales) es fundamental seleccionar un análisis PVT que a diferentes presiones represente apropiadamente, en su totalidad, la secuencia de fenómenos que actúan en la producción de los fluidos, desde el yacimiento, pasando por el pozo hasta el separador. Diversas investigaciones han mostrado que errores asociados a los datos PVT pueden producir grandes errores en los cálculos de los hidrocarburos en sitio.

Actualmente existen diversos fabricantes que se dedican a la construcción y comercialización de equipos PVT, entre las más importantes podemos destacar a: Chandler Engineering (Ruska), Temco, DB Robinsón y Vinci Technologies; estas empresas poseen en el mercado una gran cantidad de equipos los cuales se encuentran limitados por la presión máxima de trabajo, la cual no sobrepasa los 10000 lpca.

Para realizar un análisis PVT, tenemos que estar claro en el significado de cada una de las propiedades; por esta razón se procederá a su respectiva definición:

La gravedad específica es la relación entre la densidad de una sustancia y la densidad de alguna sustancia de referencia, ambas son tomadas a la misma condición de presión y temperatura. En la gravedad específica del gas, la sustancia de referencia es el aire y en la gravedad específica del petróleo es el agua.γg = ρg/ρaire γo = ρo/ρw 

La densidad es la relación entre la cantidad de masa de una sustancia contenida en una unidad de volumen. ρ = m/v

El factor de compresibilidad es un factor de corrección introducido en la ecuación general de los gases y puede ser obtenido experimentalmente dividiendo el volumen real de n moles de un gas a P y T por el volumen ideal ocupado por la misma masa de gas a iguales condiciones de P y T. Tomado de las clases de Ingeniería de Yacimiento I de la Universidad Central de Venezuela.Z = PV/nRT

El factor volumétrico de formación nos permite determina la relación de crudo o gas que se puede extraer a condiciones de yacimiento y el crudo o gas que se extrae a condiciones de superficie. βg =0.00504 (Zyac Tyac)/Pyac [BY/PCN]

La comprensibilidad es el cambio de volumen de una sustancia cuando la presión varía a temperatura constante.

La °API (American Petroleum Institute; fue fundado en 1920) es una referencia de la densidad de los hidrocarburos para su clasificación, utilizada en la industria de petróleo.

La relación gas-petróleo se puede definir como el número de pies cúbicos normales (PCN) de gas que pueden disolverse en un barril normal (BN) de petróleo cuando ambos son llevados a las condiciones de presión y temperatura prevaleciente en el yacimiento. Tomado de las clases de Ingeniería de Yacimiento I de la Universidad Central de Venezuela.

Rs = (Vgs (PCN))/(Vos (BN) )

La relación gas-petróleo de producción está dada por los pies cúbicos normales de gas (PCN) producidos entre los barriles normales (BN) de crudo producidos. Tomado de las clases de Ingeniería de Yacimiento I de la Universidad Central de Venezuela