Comportamiento de Fases (Conceptos Fundamentales)

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 homogenea 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 estariamos 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: son reservorios en donde la mezcla de hidrocarburos se mantiene gaseosa o en punto de rocío a condiciones iniciales de yacimientos pero luego al entrar en la region bifásica presenta condensación retrógrada durante la reducción de la presión a temperatura constante hasta cierto punto en el cual la saturación de líquido empieza a descender. En este tipo de yacimientos la temperatura presente se encuentra entre la temperatura crítica y la temperatura cricondentérmica, relación gas-petróleo de producción se encuentra entre 5000 y 10000 PCN/BN (Pies Cúbicos Normales sobre Barriles Normales), el líquido producido puede ser incoloro, amarillo o rara vez negro y presenta una gravedad API entre 40° y 60°.

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°.

21 enero 2008

Análisis PVT

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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.- Muestreo por recombinación superficial.

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.

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.

Figura: Parámetros PVT: (a) Encima de la presión de burbujeo (b) Debajo de la presión de burbujeo

Ejemplos de curvas PVT

Esta figura muestra el comportamiento de propiedades PVT (T=190°F, Rsi=725 MSCF/STB, Gravedad Específica=0.7, Gravedad =30° API, pi= 4000 psia)