Análisis PVT

Es un estudio o análisis termodinámico que relaciona presión, volumen y

temperatura, el cual, se hace con la finalidad de conocer el comportamiento del

yacimiento y los fluidos contenidos en él. El análisis PVT consiste en simular en el

laboratorio el agotamiento de presión de un yacimiento volumétrico e isotérmico

midiendo exactamente los volúmenes de fluido separados.

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.

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.

Toma de Muestra

El objetivo del muestreo de fluidos de un yacimiento es tomar muestras de

petróleo que sean representativas del flujo original del yacimiento. Por esta razón, las

muestras se deben tomar los primeros días de producción antes de que ocurra una

apreciable caída de presión del yacimiento, o al menos hasta que la presión sea mayor

o igual a la de burbujeo del crudo original.

De esta forma se establece que el proceso de muestreo constituye un factor

determinante para obtener una calidad global en el análisis del fluido.

Sí la presión del yacimiento ha declinado por debajo de la presión de burbujeo

ya no es posible tomar muestras significativas del petróleo original del yacimiento.

Las muestras tomadas son sólo parcialmente representativas; es decir, cuando el

yacimiento se encuentra saturado. Por tener éste una capa de gas libre, la muestra

puede representar un valor mayor o menor que la presión de burbujeo, dependiendo

de que si el gas que se encuentra en el yacimiento es móvil o inmóvil.

Si la muestra se toma cuando la presión del yacimiento es menor que la

presión de burbujeo (Pyac<PB) puede ocurrir:

Si el gas libre es móvil (sg<sgc), la muestra tomada presenta una composición

menos rica en componentes pesados que la original del yacimiento; es decir,

tiene en soluciones una cantidad menor que el petróleo original. Así la presión

de burbujeo medida es menor que la presión actual del yacimiento.

Si el gas libre tiene movilidad (sg>sgc), la muestra tomada puede tener exceso

de gas y presentar una presión de burbujeo mayor que la presión actual del

yacimiento, y eventualmente mayor que la presión original del yacimiento.

Crudo Espumante

En yacimientos con desplazamientos de gas en solución, el gas disuelto es

liberado debido a la declinación de presión en el yacimiento, generalmente el gas que

se libera inicialmente permanece disperso en la fase de petróleo. El gas disperso

eventualmente se separa del crudo para formar la fase de gas libre, pero esta

separación es lenta en crudos pesados y extrapesados, esto se debe a la alta viscosidad

que poseen. Dicho proceso de separación comprende la nucleación de burbujas, el

crecimiento de burbujas y la coalescencia de burbujas de gas para la posterior

separación de las fases, por la formación de muchas burbujas es que se les denominan

crudos espumantes y generalmente se definen como una dispersión gas-petróleo con

burbujas de gas que son arrastradas por la fase liquida.

El crudo espumante esta caracterizado, continuando con el desplazamiento de gas

en solución, por: burbujas de gas dispersas fluyendo en crudo y una espuma a

condiciones de superficie en la cual la fase continua es el petróleo.

Cuando la presión del yacimiento esta por debajo del punto de burbuja

termodinámica (yacimiento saturado) en el caso de un crudo espumante el gas libre

permanece retenido en la fase oleica por mas tiempo y se necesitaría un tiempo largo

para que se disgregue formando una fase continua que pueda fluir

independientemente del petróleo. Entonces, de acuerdo con este modelo, los fluidos

involucrados son: el petróleo, el gas disuelto en el petróleo y el gas entrampado en el

seno del crudo hasta que se alcance la presión de seudoburbuja y lo mismo se cumple

para la toma de una muestra de un crudo espumante si la presión del yacimiento esta

por encima de la presión de burbuja termodinámica (yacimiento sub-saturado).

Número de Muestras

Cuando un yacimiento es pequeño una muestra es representativa del fluido

almacenado en la formación.

Si el yacimiento es grande o muy heterogéneo se requiere varias muestras de

diferentes pozos para caracterizar correctamente los fluidos del yacimiento.

Las propiedades de petróleo en yacimiento de gran espesor pueden variar

significativamente con la profundidad. El muestreo para determinar esta variación

requiere de técnicas especiales para permitir tomar muestras representativas de un

intervalo dado de profundidad.

Tipos de Muestreo

Esencialmente hay tres técnicas de muestreo para obtener muestras de fluidos

de yacimientos para el análisis de le relación PVT. Estas técnicas se conocen

comúnmente como:

Muestreo de fondo

Muestreo de recombinación o de separador

Muestreo de cabezal

Muestreo de Fondo

Para realizar las muestras de fondo primero hay que reducir las tasas de

producción progresivamente, a través de cambios de reductores por un período de uno

a cuatro días; y segundo se debe cerrar el pozo para restaurar la presión del

yacimiento. La estabilización de presión puede observarse utilizando pruebas de

presión u observando la presión del cabezal del pozo.

Ventajas y Desventajas de Muestreo de Fondo

Ventajas:

No requiere de medición de taza de flujo de gas y líquido.

Trabaja bien en el caso de crudos sub-saturados (Pwf>Pb)

Desventajas:

No toma muestras completamente representativas cuando Pwf<Pb.

No son recomendables para el muestreo de yacimientos de gas

condensado.

Pueden ocurrir fugas de gas o líquido durante la extracción de la

muestra a la superficie.

El volumen de la muestra es pequeño.

El muestreado es costoso y presenta posibles problemas mecánicos.

La muestra puede contaminarse con fluidos extraños.

Muestreo de Separador

Consiste en tomar muestras de petróleo y gas en el separador de alta presión,

medir las tasas correspondientes y recombinar las muestras de acuerdo a la RGP

medida. Es generalmente satisfactorio para todos los tipos de crudo y condensado.

Las muestras de gas y petróleo son tomadas al mismo tiempo y bajo las mismas

condiciones de presión y temperatura. La diferencia en tiempo no debe ser mayor de

una hora, porque pueden ocurrir cambios significativos en las condiciones de

separación, particularmente en la temperatura.

Ventajas y Desventajas del Muestreo de Separador

Ventajas:

Es válido para casi todos los tipos de fluidos.

Recomendados para yacimientos de gas condensado.

Permite tomar muestras de gran volumen.

Desventajas:

Los resultados depende de la exactitud con que se mide la RGP.

Un error de 5% en la tasa de flujo produce errores del orden de 150

lpc en Pb.

Resultados erróneos cuando en el separador se tienen problemas

de espuma, separación ineficiente o nivel inadecuado de la

interfaces gas-líquido.

Muestreo de Cabezal de Pozo

Este tipo de muestreo es principalmente usado en el muestreo de pozos de gas

condensado siempre que la presión del cabezal de pozo estabilizada exceda a la

presión de saturación del fluido de yacimiento, ya que en este caso el fluido se

presenta en una sola fase

Ventajas y Desventajas del Muestreo de Cabezal

Ventajas:

Se puede usar en yacimiento sub-saturado de petróleo o gas

condensado.

Es rápido y de bajo costo.

No requiere de la medición de tasa de flujo.

Desventajas:

Es difícil tomar una muestra representativa por la agitación de los

fluidos.

No se debe usar si hay flujo bifásico en el cabezal.

Validación de Prueba PVT

La información presentada en el estudio PVT puede estar influenciada por una

serie de eventos que pueden alterar su validez y representatividad de los fluidos de un

yacimiento. Estos eventos incluyen las condiciones de tomas de muestras de los

fluidos, la forma como se realiza el transporte de la misma hasta el laboratorio, y las

condiciones bajo las cuales se realizan los experimentos. En vista de esto se hace

necesario realizar un proceso de validación, a fin de determinar la representabilidad

de las muestras y la consistencia de las pruebas de laboratorio.

La validación del análisis PVT se debe iniciar con una revisión minuciosa de

dicha representatividad, a partir de los datos suministrados en el informe PVT.

Los métodos que se utilizaran para la validación del análisis dependen del tipo

de fluido con el que se está trabajando (petróleo/condensado) y del tipo de muestra

(fondo/superficie).

Los datos reportados en un análisis PVT pueden estar sujetos a errores de

medidas de laboratorio, por esto, es necesario chequear su consistencia para evitar

una errada caracterización. El chequeo de la consistencia se hace a través de las

siguientes pruebas:

• Chequeo de la temperatura de la prueba

Se debe cumplir que la temperatura de las pruebas sea igual a la temperatura

de yacimiento para quela muestra sea representativa del fluido contenido en el

mismo.

• Prueba de condiciones de recombinación

Para las muestras tomadas en el separador, se debe cumplir que las

condiciones de presión y temperatura de recombinación en el laboratorio sean iguales

a las del separador. También se debe chequear que las condiciones de presión y

temperatura del separador al momento de la toma de muestra de gas sean iguales a la

del momento de la toma de las muestras de líquido.

Si el informe PVT cumple con el chequeo de temperatura de la prueba y el

chequeo de las condiciones de recombinación, se dice que la muestra tomada es

representativa del fluido inicial en el yacimiento. El próximo paso es verificar la

consistencia interna del proceso de agotamiento a volumen constante, lo cual consiste

en producir fluidos en fase gaseosa en la celda de equilibrio, a diferentes niveles de

presión, a volumen y temperatura constante. Los datos reportados en un análisis PVT

pueden estar sujetos a errores de medida en el laboratorio, y por eso es necesario

chequear su consistencia antes de usarlo en estudios de yacimientos.

• Prueba de la linealidad de la función Y

Regularmente el informe de la prueba PVT incluye una tabla con función Y

calculada de los datos de expansión a composición constante. Se calcula la función Y

a través de una ecuación y los valores de esta función se grafican contra la presión y

se debe obtener una línea recta cuando el crudo tiene poca cantidad de componentes

no hidrocarburos y las mediciones en el laboratorio fueron hechas con precisión.

Si la muestra de crudo presenta alto contenido de componentes no

hidrocarburos (CO2, agua, etc.), la función Y se aleja del comportamiento lineal

mostrando curvaturas. El comportamiento de la función Y cerca del punto de

burbujeo permite conocer si Pb en el laboratorio ha sido sobre ó subestimada en

relación a la Pb real del crudo en el yacimiento.

Si la presión de burbujeo señalada en el informe es superior a la real, los

puntos cerca de Pb estarán por encima de la línea recta. En cambio, si la presión de

burbujeo del informe es inferior a la real, los puntos cerca de Pb se alejan por debajo

de la línea recta. Para corregir estas situaciones, se procede de la siguiente manera:

Se eliminan los puntos fuera de tendencia para realizar una regresión

lineal (y=mx+b).

Se iguala esta regresión con la función Y y se despeja Pb.

Se determina la presión de burbujeo promedio, descartando los

valores que estén fuera de la tendencia.

• Prueba de balance de materiales

Esta prueba consiste en chequear si la relación gas disuelto (Rs)

experimental de la prueba de liberación diferencial es igual a la Rs calculada por

balance de materiales. La diferencia entre estos valores no debe exceder 5%.

Para realizar el balance de materiales de la liberación diferencial se necesita

la siguiente información obtenida del informe de la prueba PVT:

Gravedad API del crudo residual.

Relación gas-petróleo en solución a diferentes presiones.

Factor volumétrico del petróleo a diferentes presiones.

Gravedad especifica del gas liberado en cada etapa de

liberación.

• Prueba de desigualdad

Para considerar esta prueba consistente debe cumplirse que:

• Prueba de densidad

Se debe cumplir que la densidad del petróleo saturado con gas a la presión

de burbujeo de la prueba de liberación diferencial (podb) sea igual a la calculada a

partir de los datos de las pruebas de separadores. Esta prueba se considera valida si la

diferencia no es mayor de 5%.

Para crudos espumantes Kraus y colaboradores, desarrollaron un modelo

matemático tomando en cuenta el punto de presión de pseudoburbuja durante

depleciones primarias en yacimientos de crudos espumantes, y reportaron una

metodología que permite estimar las propiedades PVT de los crudos espumantes

basándose en los datos de una prueba PVT convencional, todo esto con la finalidad de

usar esta información en la predicción del comportamiento de este tipo de crudo en el

yacimiento. Para ellos, formularon las siguientes hipótesis:

El gas en solución es normalmente liberado de la fase líquida como cuando un

petróleo negro convencional cae por debajo de la presión del punto de

burbujeo, pero el gas liberado es entrampado en forma de pequeñas burbujas

en el caso de crudos espumantes.

Los crudos espumantes no liberan el gas en solución en forma de fase libre

hasta que la presión alcance un punto de presión de pseudoburbuja, el cual

está por debajo del punto de burbuja termodinámico que es medido en la celda

PVT convencional.

Se supone que el gas entrampado expande la fase oleica en proporción con el

número presente de moles entrampado.

El volumen molar de espuma en la fase oleica es relacionado por una simple

regla de maximización lineal que combina la contribución molar del gas en

solución de la fase de petróleo, el petróleo muerto en fase oleica y el gas

entrampado en la fase de petróleo.

El volumen molar parcial de gas entrampado equilibra el volumen parcial

molar de gas libre a la presión del sistema.

Yacimiento de petróleo (liviano, mediano y pesado)

Representatividad de la Muestra

La primera etapa para validar la información PVT disponible, es determinar si

la data experimental de laboratorio representa adecuadamente los fluidos y las

condiciones existentes en el yacimiento.

Para determinarla se debe analizar la siguiente información:

1. Si la muestra es de fondo, se debe verificar si las presiones de burbujeo, la

temperatura ambiente o la presión apertura de la herramienta en cada una de las

muestras sean similares.

2. Si es de superficie, se debe verificar que las muestras de líquido y gas

hayan sido tomadas en las mismas condiciones de presión y temperatura.

3. Que la temperatura a la que se efectuó el análisis corresponda a la

temperatura del yacimiento.

4. Verificar los datos de la formación (del pozo y de la muestra) se

correspondan. La relación gas/petróleo medida experimentalmente no sea más de un

10 % mayor o menor que la medida en el pozo al momento del muestreo, siempre y

cuando no exista capa de gas en el yacimiento para dicho momento.

Si alguna de estas condiciones no se cumplen debe descartarse el análisis ya

que no se considera representativo de las condiciones del yacimiento para el

momento de la toma de muestra.

Consistencia del Análisis

El análisis que se efectúa en el laboratorio para este tipo de fluido, consiste

básicamente de:

Composición de los fluidos del yacimiento

Las técnicas usadas en la determinación de la composición de una mezcla de

hidrocarburos incluyen cromatografía y destilación. Muestras gaseosas son analizadas

únicamente por cromatografía desde el C1 hasta el C11. Muchas veces el análisis solo

alcanza hasta el C6 ó C7.

La composición de una muestra de fondo o recombinada se puede obtener

haciendo una liberación instantánea (flash) en el laboratorio, y el gas liberado es

analizado separadamente del líquido remanente. En este caso es necesario hacer

recombinaciones para obtener la composición de la muestra del yacimiento.

Expansión a composición constante

Una cantidad conocida de fluido de yacimiento se transfiere a una celda PVT

a una presión mayor a la presión del yacimiento. La celda es calentada bajo agitación

constante hasta alcanzar la temperatura del yacimiento dada y la presión es

monitoreada manteniendo el fluido monofásico. La presión se reduce y se registran

las medidas volumétricas y el fluido estabilizado a cada cambio de presión

isotérmicamente. En la región inferior a la presión de saturación, el fluido es

estabilizado hasta alcanzar el equilibrio de fase líquido-vapor. Este procedimiento se

lleva hasta una presión de abandono o equivalente a un volumen relativo a 2. Los

cambios de volumen se grafican como una función de la presión vs el volumen. La

presión de saturación es definida en la gráfica presión-volumen como la intersección

entre las curvas de la fase monofásica y la bifásica. Un estudio estándar consiste en

registrar 10 puntos por encima (fluido monofásico) de la presión de saturación y 10

puntos por debajo de la misma (fluido bifásico región de equilibrio líquido vapor),

reportando la presión de saturación, el volumen relativo, la compresibilidad

isotérmica del fluido y la expansión térmica del mismo.

El volumen relativo es determinado a través de las pruebas a composición

constante. En los crudos pesados analizados con las pruebas PVT convencionales el

volumen relativo obtenido incluye solamente gas libre, ya que la agitación continua

que se aplica a este crudo permite alcanzar rápidamente el equilibrio, sin dar lugar a

la supersaturación y dispersión de gas.

Para un crudo espumante alcanzar el equilibrio requiere de un lapso de tiempo

considerable si carece de agitación. En el caso de las pruebas PVT no convencional el

sistema carece de agitación, por la cual el volumen relativo se ve afectado por la

supersaturación y dispersión de gas.

Prueba de Liberación Instantánea

De esta prueba se obtienen los volúmenes de hidrocarburos (Vh), resultantes

de la disminución de presión gradual suministrada por la celda PVT a temperatura

constante. Con estos datos se calcula la presión de burbujeo y el volumen de

hidrocarburo a la presión de burbujeo, en la cual se nota un cambio dependiente en la

secuencia de volúmenes de hidrocarburos contra la presión. Una vez hallada la

intersección de ambas rectas se determina el Volumen de Hidrocarburo (Vh = Vo) a

la Pb el cual será una variable importante para el cálculo de las propiedades PVT.

La liberación flash apunta las siguientes propiedades del crudo:

Presión de burbujeo.

Volumen relativo en función de la presión (Vr = Vh/Vb vs P)

La función “Y”.

La compresibilidad del petróleo Co a temperatura y a P ≥ Pb.

Presión de burbujeo y volumen relativo.

Posibles causas de inconsistencia del análisis:

1. Composición del fluido recombinado: con frecuencia se reporta una

composición del fluido analizado que coincide totalmente con la composición

del fluido obtenidos por recombinación matemática; si por cualquier razón no

corresponde a la del fluido analizado, la composición del fluido producido en

cada etapa de agotamiento, tampoco corresponderá con la reportada

inicialmente. Esto se traducirá en inconsistencia en el balance de masas.

2. Presión del punto de rocío: la diferenciación de estas tres fases dentro de la

celdas requiere de un trabajo cuidadoso, especialmente cuando el fluido

analizado está lejos del punto crítico y no condensa liquido en cantidades

importantes. No existe forma de verificar el valor reportado para la presión de

roció, cualquier método o modelo conocido da resultados menos confiables

que la información experimental.

Medición de volumen y composición del fluido producido en cada etapa de

agotamiento: el volumen del fluido producido se mide a condiciones ambientales.

Generalmente se produce condensación de líquido al disminuir la presión y la

temperatura desde las condiciones de la celda hasta las condiciones de medición, lo

que obliga a utilizar un artificio para convertir un líquido en vapor equivalente. Para

hacer esta transformación se debe conocer la composición y las características de la

fracción pesada del líquido. El error mayor en estas determinaciones se introduce en

la evaluación de las densidades.

Prueba de Liberación Diferencial:

En este experimento se lleva la muestra de fluido a la presión de burbujeo y a

la temperatura del yacimiento. Mientras la presión va disminuyendo, la muestra se va

agitando para asegurar el equilibrio entre el gas y el líquido. Entonces, todo el gas

liberado es removido a una presión constante, mientras se reduce el volumen total a

solo volumen liquida en la celda.

Al gas removido se le mide el volumen (Vg) y la Gravedad Especifica.

Además se mide el volumen en la celda. Este proceso se repite hasta alcanzar la

presión atmosférica. Luego la temperatura es reducida hasta alcanzar los 60◦F,

resultando un volumen remanente que será medido y se llamara: Volumen Residual

de Petróleo de la liberación Diferencial ó Petróleo Residual. Cada valor de Vo es

dividido por el volumen residual (Vr). El resultado es llamado Volumen Relativo del

Petróleo (BoD).

El volumen de gas (Vg) removido es medido a las condiciones de la celda

(cc) y a las condiciones Standard ( cs).

La liberación diferencial apunta la siguiente información:

Gravedad específica del gas liberado

Factor de compresibilidad del gas (Z).

Factor volumétrico de formación del gas (Bg).

Factor volumétrico relativo del petróleo ( BoD)

Relación Gas – Petróleo en solución (RsD).

Factor volumétrico relativo total (BtD).

Gravedad API del crudo residual

Para un crudo espumante la determinación de la relación gas-petróleo en

solución (Rs) es realizada por medio de la cuantificación del gas liberado durante las

pruebas de liberación diferencial, es decir, que conociendo la cantidad de gas

inicialmente disuelto en el liquido y restándole el gas liberado a una determinada

presión que se encuentra como fase continua, obtenemos la relación gas-petróleo en

solución. Esto significa que el gas liberado que permanece en forma de burbuja no es

contabilizado durante las pruebas no convencionales y que, por lo tanto, la relación

gas petróleo en solución calculada en esta prueba incluiría un término debido al gas

entrampado en forma de burbujas. Igualmente, el factor volumétrico de formación del

crudo obtenido de la prueba no convencional incluirá un efecto adicional con respecto

a los resultados obtenidos de las pruebas convencionales, debido al crecimiento de las

burbujas de gas atrapados en el seno del fluido.

Prueba de Liberación Instantánea (Prueba de Separadores):

La muestra de fluido para ser analizada, es llevada a la temperatura del

yacimiento y a la presión de burbujeo. Luego de alcanzar éstas condiciones, el flujo

es extraído de la celda y pasado por dos etapas de separación:

Figura 17. Diagrama de separación de líquido-gas.

Las pruebas de separadores son pruebas de liberación instantánea realizadas

en un separador de laboratorio, cuyo propósito es cuantificar el efecto de las

condiciones de separación (P, T), en superficie, sobre las propiedades del crudo (Bo y

Rs).

Al variar la presión del separador se puede obtener una presión óptima que

produzca la mayor cantidad de petróleo en el tanque, donde la presión óptima de

separación es aquella que produce menor liberación de gas, crudo con mayor

gravedad API y menor factor volumétrico del petróleo.

La muestra de crudo saturado a la presión de burbujeo y temperatura del

yacimiento es pasada a través de un separador y luego expandida a presión

atmosférica.

En esta prueba se determina:

La presión de la celda se

Mantiene ctte., a la presión de burbujeo

La presión de la celda se

Mantiene ctte., a la presión de burbujeo

El Factor Volumétrico de Formación del Separador (Bos).

La Relación Gas-Petróleo en solución del separador (Rss).

La Gravedad Específica del Gas del Separador y el del Tanque.

La composición del gas.

La prueba del separador, es repetida con varios valores de presión (generalmente se

hacen cuatro pruebas), para determinar a cual presión del separador se obtiene mayor

calidad del fluido.

Prueba de variación de viscosidad con presión:

Una muestra de fluido de yacimiento se transfiere a un viscosímetro del tipo

Bola Rodante (Rolling ball) a una presión mayor a la presión del yacimiento

garantizando la transferencia monofásica del fluido. La viscosidad es medida a la

temperatura del yacimiento o a cualquier otra, desde una presión por encima de la

presión del yacimiento reduciéndola isotérmicamente hasta la presión atmosférica.

Por debajo de la presión de saturación, la viscosidad es medida sobre la fase líquida

siguiendo un procedimiento análogo a la Expansión de liberación diferencial. La

viscosidad de la fase gas se obtiene entonces a partir de la Expansión de liberación

diferencial. Un estudio típico tiene de 5 a 10 etapas de reducción de la presión hasta

la presión de saturación y el mismo número de etapas alcanzadas durante la

Expansión de liberación diferencial. Se reporta la viscosidad de la fase líquida y de la

fase gas.

Cuando el crudo está sub-saturado, a medida que disminuye la presión

disminuye la viscosidad, debido a la expansión que aumenta las distancias

intermoleculares.

En cambio cuando el crudo está saturado, una disminución de la presión

produce incremento de la viscosidad del petróleo debido a la reducción del gas en

solución.

En un yacimiento agotado el crudo tiene una viscosidad mayor que la que

tenía originalmente al inicio de la explotación del yacimiento.

Figura 19. Prueba de viscosidad.

1.8 Propiedades PVT obtenidas con los análisis

A continuación se describen las principales propiedades relacionadas al

estudio de las pruebas PVT, las cuales son:

P

VISCOSIDAD

Presión de Burbujeo (Pb).

Es aquella presión a la cual se libera la primera burbuja del gas que se

encuentra en solución en el petróleo. Es muy importante conocer o estimar la presión

de burbujeo del crudo que se encuentra en el yacimiento debido a que indica el tipo

de energía natural disponible para la explotación del mismo así como también para

planificar métodos de mantenimiento de presión y recuperación secundaria por

inyección de fluidos.

Factor volumétrico del petróleo en la formación (Bo).

Este parámetro representa la relación entre el volumen a las condiciones de

presión y temperatura original del barril de petróleo en el yacimiento con su

correspondiente gas en solución (Rs) y el volumen cuando ese mismo barril de

petróleo llega a la superficie y ha liberado gas ya que su presión y temperatura han

cambiado.

La relación volumétrica del barril de petróleo en el yacimiento con su

correspondiente gas en solución y en la superficie, frio y sin gas es importante por el

valor numérico aplicable en los cálculos de petróleo en sitio y petróleo fiscalizado en

el tanque.

Factor volumétrico del gas en la formación (Bg).

Este parámetro; al igual que el del petróleo, permite expresar el volumen de

gas a condiciones de presión y temperatura en el subsuelo y el cambio que

experimenta ese mismo volumen de gas a presión y temperatura de superficie.

Factor volumétrico bifásico en la formación (Bt).

El factor volumétrico total o bifásico, Bt, se define como el volumen que

ocupa a condiciones de yacimiento un barril fiscal de petróleo y el gas que contenía

inicialmente en solución

Factor de compresibilidad del gas (Z).

El factor Z, por definición, es la razón del volumen que realmente ocupa un gas

a determinada presión y temperatura, con respecto al volumen que ocuparía ese

mismo gas si se comportara como ideal.

Viscosidad del petróleo (Uo).

La viscosidad es una de las características mas importantes de los

hidrocarburos en los aspectos operacionales de producción, transporte, refinación y

petroquímica. La viscosidad indica la resistencia que opone el crudo al flujo interno;

se obtiene por varios métodos y se le designa por varios valores de medición.

Es muy importante el efecto de la temperatura sobre la viscosidad de los

crudos en el yacimiento o en la superficie, especialmente en lo concerniente a crudos

pesados y extrapesados.

Viscosidad del gas (Ug).

La viscosidad del gas natural es una expresión de su resistencia al flujo y tiene

aplicaciones importantes en la producción, procesos de acondicionamiento y

mercadeo.

Relación gas-petróleo en solución (Rs).

También conocida como solubilidad del gas en el petróleo, se define como la

cantidad 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 presentes en el yacimiento.

Se dice que un crudo esta saturado con gas natural cuando tiene en solución la

máxima cantidad de gas que el admite y en este caso, al reducir un poco la presión

ocurre la liberación de gas. Si el crudo tiene una cantidad de gas inferior a la que

puede admitir a ciertas condiciones de presión y temperatura se dice que el crudo esta

subsaturado (no saturado).

PVT sintético y correlaciones para estimarlo.

Las propiedades de los fluidos de un yacimiento se pueden medir en el laboratorio si

se dispone de muestras representativas, equipos de medición apropiados y recursos de

tiempos y dinero.

Existe una gran variedad de yacimiento que no disponen de análisis PVT. En

estos casos, las propiedades de los fluidos se pueden estimar en base a correlaciones

de Bo, Pb, Rs, etc., vienen dada en función de otros parámetros de fácil estimación

y/o medición.

Como se menciono anteriormente, las correlaciones de propiedades PVT son

de tipo empírico y por esto su aplicación a condiciones diferentes a aquellas para las

cuales fueron obtenidas, puede generar graves errores. Con el fin de que el Ingeniero

escoja la correlación que más se adapte a su yacimiento, a continuación se presenta

una serie de correlaciones de propiedades PVT de crudos de baja volatilidad

(livianos, medianos y pesados).

Correlaciones de Standing

Las correlaciones de Standing fueron publicadas en las décadas de los 40 y

desde entonces se han utilizado ampliamente en la industria petrolera. Sin embargo

estas correlaciones fueron obtenidas para crudos de California y por lo tanto no

pueden ser utilizados indiscriminadamente para cualquier tipo de crudo.

El interés en presentar estas correlaciones es que ellas han servido como

punto de partida para desarrollar nuevas correlaciones aplicables a una provincia

petrolífera como el caso del Oriente de Venezuela.

En el desarrollo de las correlaciones, Standing usó datos PVT de 105 muestras

de fluidos de yacimientos de California. El rango de los datos utilizados por Standing

es el siguiente:

Presión de Burbujeo, lpca 130 - 7000

Temperatura, °F 100 - 258

Relación gas-petróleo en solución, PCN/BN 20 - 1425

Gravedad del petróleo de tanque, °API 16,5 - 63,8

Gravedad del gas disuelto (aire = 1) 0,59 - 0,95

Condiciones de separador:

Temperatura, °F 100

Presión, lpca 150 - 400

Presión de burbujeo

Es importante conocer la presión de burbujeo del crudo de un yacimiento

porque ésta nos indica si el yacimiento es saturado o sub.-saturado.

Pb = 18.2 (A – 1.4) (Ec. 01)

(Ec. 02)

B = 0.00091 T – 0.00121 °API (Ec. 03)

Donde:

Pb = Presión de burbujeo, lpca.

Rsb = Relación gas-petróleo en solución a Pb, PCN/BN

γ= Gravedad Especifica del gas en solución. (aire = 1)

T = Temperatura, °F.

°API =Gravedad API del petróleo de tanque.

De acuerdo a McCain, la correlación Standing genera valores de Pb, dentro

de un 15% de error para temperatura hasta 325°F.

Rsb y γg, se obtienen de pruebas de producción.

(Ec. 04)

(Ec. 05)

El pozo de prueba, del cual se obtiene la anterior información, es

representativo de La zona de petróleo y no produce gas libre.

Relación Gas-Petróleo en solución

De la ecs. 01 y 02

(Ec. 06)

Para un yacimiento saturado, Pb = Pyac

La Ec. 06 puede ser usada para determinar el efecto de la presión sobre la

solubilidad si se conoce la variación de las gravedades del petróleo de tanque (°API)

y del gas de solución () con presión. Esta suposición es aceptable hasta presiones

de1000 lpca. A presiones inferiores, el gas liberado es muy rico y parte de él se

condensa en superficie, incrementando la gravedad API del crudo.

Aunque la correlación de Standing fue desarrollada para fluidos en el punto

de burbujeo, la presión Pb que aparece en la correlación puede ser cualquier presión

menor o igual a la de burbujeo puesto que si se retira el gas liberado hasta

determinada presión, tal como en la prueba de liberación diferencial, el líquido

remanente queda a una nueva presión de burbujeo o de saturación.

Factor volumétrico del petróleo

Bob = 0,9759 + 1,2x10-4*A1,2 (Ec. 07)

(Ec. 08)

Donde: Bob = factor volumétrico del petróleo a Pb, BY/BN

Las demás variables tienen el mismo significado y unidades de las ecs. 02 y

03.

McCain informa que esta correlación tiene un margen de error de 5% para

temperaturas hasta 325°F, esta ecuación puede ser usada para estimar Bo a P < Pb.

Ejemplo:

La prueba inicial de producción de un pozo arrojo los siguientes resultados:

Rs = 1035 PCN/BN

qo = 636 BN/D

Yg = 0.934(aire=1)

ºAPI = 35.7º

Yo =0.8463

T = 130 ºF

Existe una pequeña capa de gas, pero el pozo esta produciendo en la zona de

petróleo. Determine Pb y Bob por medio de las correlaciones de Standing.

Solución: se considera que la prueba de producción es representativa de la

zona de petróleo. Para este petróleo Rs = Rsb

De las ecuaciones 1, 2 y 3

B = 0.00091 * 130 - 0.0125 * 35.7

B = -0.328

A = 158.13

Pb = 18.2 *(158.13-1.4)

Pb = 2853 LPCA

Para el factor volumétrico

A = 1249.81

Bob= 0,9759 + 1,2 *10*1249,81*10

Bob = 1.6 BY/BN

TABLA COMPARATIVA

PRUEB

AS PVT

STA

NDING

%

ERROR

Pb,

lpca

3600 2853 20.

7

Bob,

BY/BN

1.636 1.6 2.2

Correlaciones de Vásquez y Beggs

Vásquez y Beggs desarrollaron correlaciones para determinar Rs y Bo a

partir de datos PVT de crudos de diferentes partes del mundo. Las correlaciones

fueron obtenidas a partir de variables dentro de los siguientes rangos:

Presión de burbujeo, lpca 50 - 5250

Temperatura, ºF 70 - 295

Relación gas-petróleo en solución, PCN/BN 20 - 2070

Gravedad del petróleo de tanque, ºAPI 16 - 58

Gravedad especifica del gas 0.56 - 1.18

En una evaluación de varias correlaciones hecha por Abdul Majeed concluyó

que las correlaciones de Vásquez y Beggs fueron las mejores en predecir el

comportamiento PVT de crudos IRAK.

Relación Gas-Petróleo en solución

La siguiente correlación sirve para calcular Rs de crudos saturados a una

presión P y fue obtenida a partir de 5008 valores experimentales.

Rs = C1γgcP * EXP[C3 (API/ T + 460)]

De acuerdo a la gravedad ºAPI, se tienen las siguientes

constantes:

Constantes ºAPI 30º ºAPI > 30º

C1 0.0362 0.0178

C2 1.0937 1.1870

C3 25.7240 23.9310

Donde:

Rs: Relación gas-petróleo en solución a P, PCN/BN

γgc: Gravedad especifica corregida del gas (aire=1)

P y T: presión y temperatura de interés, Ipca y ºF

ºAPI: Gravedad ºAPI del crudo

Vásquez y Beegs, observaron que la γg es uno de los parámetros de

correlación que más afecta a la presión de burbujeo. La gravedad específica del gas

liberado depende de las condiciones de Ps y Ts de separación. La γg es usada por

Vásquez y Beggs es la obtenida de un sistema de separación en dos etapas, en la cual

la presión de la primera etapa es 100 lpcm. Si la γg conocida para aplicar la

correlación, corresponde a una presión de separación diferente a 100lpcm,se debe

corregir a través de la siguiente ecuación para usarla en las correlaciones:

γg = γgs[ 1+ 5.912*10 API * Ts * log(Ps/114.7)]

Donde:

γgs = gravedad especifica del gas separado a Ps yTs

Ps y Ts = presión y temperatura del separador, lpca y ºF

Factor volumétrico del petróleo

Para crudos saturados (P Pb). Vásquez y Beggs obtuvieron la siguiente

correlación:

Bo= 1 + C1*Rs + C2(T – 60)(ºAPI/γgc*100) + C3*Rs(T - 60)ºAPI/γgc

Constantes ºAPI 30º ºAPI > 30º

C1 4.667*10 4.670*10

C2 1.751*10 1.100*10

C3 -1.811*10 1.337*10

Ejemplo: Repetir el ejemplo anterior usando las correlaciones de Vásquez y

Beggs.

Solución: suponer γgc = 0.934 ; para API = 35.7

C1 = 0.0178

C2 = 1.178

C3 =23.9310

Pb= 3230.5 lpca

Aplicando la ecuación:

Bo= 1 + C1*Rs + C2( T – 60)(ºAPI/γgc*100) + C3*Rs(T - 60)ºAPI/γgc

Bo=1+(4.667*10 *1035)+(1100*10 *70*35.7/0.934)+ (1.337*10

*1035*70*35.7/0.934)

Bo= 1 + 0.4833 + 0.0294 + 0.0037

Bo= 1.52 BY/B

PRUEB

AS PVT

VÁSQUEZ Y

BEGGS

%

ERROR

Pb,

lpca

3600 3230 10.3

Bob,

BY/BN

1.636 1.52 7.1

Correlación de Corpoven- Total

La total compañía Francesa de petróleo desarrollo para Corpoven, S.A.

correlaciones empíricas para estimar propiedades PVT de los crudos negros del

Oriente de Venezuela. Para este fin se utilizaron 336 análisis PVT disponibles en el

año 1983. Las correlaciones de Pb y Rsb fueron obtenidas partiendo de la forma

general de las correlaciones de Standing; y la de Bob partiendo de la correlación de

Vásquez y Beggs.

Presión de burbujeo

Esta correlación tiene la siguiente forma general.

(Ec. 12)

Y = (C*T) – (D*API) (Ec. 13)

El significado de las variables con sus unidades es similar al de las

correlaciones anteriores.

Los valores de las constantes A, B, C y D están dadas en la tabla de acuerdo

a la gravedad ºAPI del crudo. Como se ilustra en el anexo # 2, un estudio estadístico

elaborado por la total muestra que el 86.5% de 272 valores calculados con la ecuación

de Pb citada anteriormente presentan un error menor de 20% en relación con los

valores experimentales.

Relación gas-petróleo en solución

Con la misma data del laboratorio usada en el desarrollo de las ec. Pb y Y

citadas anteriormente, la total obtuvo una correlación independiente para calcular Rsb

que se presenta a continuación:

(EC. 14)

Y= (F*API) - (G*T) (EC. 15)

Las constantes E, F, G y H están dadas en la tabla siguiente de acuerdo a la

gravedad API de los crudos. Los valores de Rs calculados con sus respectivas

ecuaciones (anteriores) sirven para hallar la variación de Rs con O por debajo de la

presión de burbujeo, haciendo las mismas consideraciones hechas en el resto de las

ecuaciones.

Valores de las constantes de las ecuaciones 12 al 15.

CONS

TANTE

°

API< 10

10 <

°API < 35

35 <

°API < 45

A

1

2.847 252.755

2.164.7

11

B

0.

9636 0.7617 0.6922

C

0.

000993

0.00083

5 0

D

0.

03417

0.01129

2 .02314

E

1

22.651 150.057 112.925

F

0.

030405 0.152 0.0248

G 0

4484 X

10-4

H

0.

9699 1.095 1.129

Factor volumétrico del petróleo

Para todo rango de gravedad API de los análisis PVT disponibles, la total

obtuvo la siguiente correlación para estimar Bob:

Bob= 1.022+4.857x10 Rsb-2.0009x10 (T-60)(API/γg)

(T-60)(API/γg)+17.569x10 (T-60)(API/γg)Rb. (EC. 16)

Las unidades variables de esta ecuación son iguales a las de la EC 11

La correlación anterior puede ser utilizada para estimar valores de Bo a

presiones de saturación inferiores a la de burbujeo. En este caso se debe usar Rs a la

presión deseada en vez de Rsb. Además se debe tener en cuenta la variación de γg y

API a presiones inferiores a 1000 lpca.

Ejemplo: Repetir el ejemplo 1 usando las correlaciones Corpoven-Total.

Solución: De la tabla (crudo de 35.7 API):

A = 216.4711; B = 0.6922

C = -0.000427; D = 0.02314

Aplicando las ECS 12 y 13 se obtiene Pb:

Y= -0.000427 x130 – 0.02314 x35.7

Y= -0.8816

Pb= 216.4711 * 1035 x 10

0.934

Pb = 3640.3

De la EC. 16:

Bob =1.022+4.853*10-4*1035-2.0009*10-6*(130-60)*(35.7/0.934)

+ 15.569*10-9*(35.7/0.934)*1035*(130-60).

Bob = 1.57 (BY/BN)

CONCLUSIONES

El análisis de los datos PVT del laboratorio es la mejor forma para que el

Ingeniero de yacimientos pueda predecir, con cierta exactitud, el

comportamiento real de los fluidos en el yacimiento.

Es importante hacer notar que, en caso de no existir análisis PVT en un

yacimiento, o los que existan no sean útiles, se pueden utilizar correlaciones

PRUEB

AS PVT

CORPOVEN-

TOTAL

%

ERROR

Pb,

lpca

3600 3640.3 1.1

Bob,

BY/BN

1.636 1.57 4.0

para determinar las propiedades obtenidas en dichos análisis, tales como

factor volumétrico del petróleo, gas y agua; Viscosidad del petróleo y gas;

Factor de Comprensibilidad del gas.

A través de los estudios PVT podemos obtener un entendimiento completo de

la composición del crudo, gas y agua; sus propiedades y comportamiento a

condiciones de superficie y yacimiento.

Las pruebas PVT son instrumentos de referencia antes de comenzar a perforar

el pozo, ya que permite determinar el comportamiento del yacimiento y las

condiciones de éste por medio de una muestra estudiada en el laboratorio.

Estas pruebas permiten diseñar la completación del pozo más adecuado de

acuerdo a las necesidades del mismo, así como también, saber si existe

suficiente hidrocarburo que justifique los cortes de perforación de nuevos

pozos o el desarrollo de nuevos campos.

La correlación CORPOVEN-TOTAL es la que mejor se ajusta al

comportamiento de los crudos pesados de Venezuela.

BIBLIOGRAFÍA

BOGARIN, Zorayniel. 2008. Elaboración de una correlación para el cálculo de la

presión de burbujeo en crudos pesados y extrapesados del Oriente de

Venezuela. Trabajo especial de grado de la Universidad de Oriente.

MANUCCI, Jesús. Caracterización Física de los Yacimientos. (CIED).

LIMPIO, María. 2005. Desarrollo de un software para la estimación de

propiedades PVT de crudos negros. Trabajo especial de grado de la

Universidad de Oriente.

DA SILVA, Alicia. Guía de crudos espumantes.

.

UNIVERSIDAD DE ORIENTE

NÚCLEO DE MONAGAS

ESCUELA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEO

MATURÍN / MONAGAS / VENEZUELA

Profesora: Bachilleres:Alicia Da Silva Coa, Lilibet 14.111.489 Romero, Tomas 14.994.07 Salazar, Daniel 18.080.857

Maturín, Febrero 2012