Propiedades PVTConsiste en determinar en el laboratorio una serie de propiedades físicas de un fluido en el yacimiento (petróleo, agua o gas) que relacionan presión, volumen y temperatura. Un paso previo a un buen análisis PVT, consiste en la obtención de una muestra representativa del yacimiento que esté a las condiciones de presión y temperatura del mismo. A éste respecto existen normas muy detalladas y compañías especializadas para tomarlas de acuerdo al tipo de fluido que se debe muestrear. Un análisis PVT es costoso y muchas veces se trata de yacimientos viejos que no poseen ésta información o muy nuevos que todavía no han sido evaluados. Por éstas razones se han desarrollado una serie de ecuaciones o Correlaciónes empíricas que permitan determinar las propiedades de los fluidos del yacimiento. En general, el PVT se refiere al conjunto de propiedades de volumen medidas a una presión y temperatura determinada. Estas propiedades son factor volumétrico de formación del petróleo, que es función de la presión del yacimiento, del factor volumétrico y de la compresibilidad del crudo, factores volumétricos del gas y el agua, gas disuelto en crudo que es función de la gravedad del crudo, temperatura, presión y gravedad del gas. La viscosidad del crudo es función de la Temperatura, presión y gas disuelto. El factor volumétrico bifásico La compresibilidad del crudo es función de P, API, T y γg. La compresibilidad del agua es función del gas disuelto en agua y la concentración de cloruro de sodio dado en parte por millón, ppm. De acuerdo con la Ley de Gases Reales: Fig.1 PVT para el Petróleo Fig. 2 PVT para el Agua y el Gas se tienen las siguientes constantes: Correlaciones para Sistemas de Gas • Gravedad específica de una mezcla de gases: Se denota como γg. En algunas ocasiones cuando existe la .Luego Bg se expresa como: Expresando las cantidades conocidas en superficie. se define como la relación entre su densidad y la densidad del aire. es usada como una indicación de la composición del gas. Una vez se obtiene el peso molecular. cuando éste se mide a bajas presiones donde el comportamiento del gas se aproxima a la idealidad. por lo tanto. PM. En el campo ésta propiedad se mide fácilmente en la cabeza del pozo. La gravedad específica del gas es proporcional a su peso molecular. se tiene: De acuerdo a las unidades de medida. La gravedad específica también se usa para Correlaciónar otras propiedades físicas de los gases como las propiedades críticas. la constante universal de los gases y reagrupando todo ello en una constante llamada cte. La gravedad específica de un gas. la gravedad del gas se determina dividiendo su peso molecular entre 28.966 (peso molecular del aire). es un punto a una presión y temperatura dada donde físicamente no puede diferenciarse si se trata de gas o líquido. una sola temperatura) para una sustancia dada y se requiere para la determinación de otras propiedades de la sustancia. Para Gas en Superficie: Para Condensados: y la gravedad específica se obtiene mediante: . La presión crítica. y la temperatura crítica. Estas propiedades críticas son únicas (una sola presión. para determinar las propiedades críticas en función de la gravedad específica del gas. como la de Brown. temperatura y volumen. son medidas en el laboratorio y usualmente son desconocidas por lo que se requiere su determinación por medio de Correlaciónes. es decir. La Correlación de Vázquez y Beggs permite efectuar éste proceso: La La Correlación Correlación Hernández de y Katz: Pichon : • Propiedades Críticas: Es el conjunto de condiciones físicas de presión. Pcr. Tcr.presión y temperatura en el separador. es necesario corregir la gravedad específica del gas para tener unos datos de PVT óptimos. a las cuales la densidad y otras propiedades del líquido y gas se vuelven idénticas. Las propiedades críticas están sujetas a variaciones por presencia de contaminantes (Dióxido carbónico. casi siempre se da la composición de la mezcla de gases. CO2 y Sulfuro de Hidrógeno. A continuación se da un ejemplo de un reporte típico de una mezcla de gases. es decir. H2S). pero. se lista cada uno de los componentes del gas con su respectivo porcentaje o fracción volumétrica de la cantidad existente en la mezcla. . las propiedades críticas y la gravedad específica del gas se desconocen. La Correlación de Wichert y Aziz es utilizada para efectuar éstas correcciones: Método de CarrKobayashi-Burrows Calculo reducidas de Presión y Temperatura Pseudo- • Obtención de las propiedades críticas y gravedad específica del gas Generalmente. Para evaluar las propiedades críticas de la mezcla de gases se toma la presión crítica. Yi. Por tal razón. Los Heptanos y compuestos más pesados (C7+) no fueron tabulados anteriormente debido a que no tiene una composición ni peso molecular fijo. Pcr. y su sumatoria se divide entre 28. Tcr.966. las . cada una de las cuales se multiplica por su fracción volumétrica y la sumatoria constituye la presión crítica. y la temperatura crítica. cada uno de ellos se multiplica por la fracción volumétrica. Para evaluar la gravedad específica de la mezcla gaseosa se lee de la tabla anterior los pesos moleculares de cada compuesto presente en la mezcla. respectivamente. la temperatura crítica tabulados a continuación. C7+. La correlación gráfica mostrada a continuación permite obtener estos parámetros a partir de su peso molecular y su gravedad específica. para con éstos determinar sus propiedades críticas utilizando la figura dada en la página siguiente Por tanto. suele reportarse en la composición del gas natural. . acompañado de su peso molecular y de su gravedad específica. Propiedades críticas de los C7+ • Determinación de las propiedades críticas de los Heptanos y compuestos más pesado Normalmente. 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. es necesario Las Correlaciónes de Sutton and Whitson para las propiedades críticas de los C7+ son: La estima temperatura de ebullición se mediante: Análisis PVT La producción de petróleo y gas natural constituye sin duda el motor de la economía mundial. la presencia de Heptanos y demás (Heptanos y más pesados o en inglés: Heptanos plus).propiedades críticas se determinan por medio de la correlación gráfica en función del peso molecular y la gravedad específica de éste grupo de compuestos. y partiendo de los resultados de estos estudios. evaluar métodos de recuperación mejorada y demás propiedades que predicen el comportamiento de los pozos a . análisis nodales. predecir su vida productiva. Existen dos formas de recolectar las muestras de fluidos: - Muestreo de fondo. permiten obtener cálculos como el POES del yacimiento. definir los esquemas óptimos de producción. Los análisis PVT son absolutamente necesarios para llevar a cabo el diseño de instalaciones de producción. determinar los diversos parámetros y metodologías que se desarrollarán para poner a producir el yacimiento. diversas actividades de la ingeniería de yacimientos.Los estudios PVT se llevan a cabo con el propósito de analizar los yacimientos. .Muestreo por recombinación superficial. El muestreo de fluidos se realiza al principio de la vida productiva del yacimiento. 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.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. De no ser así. 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. Se puede evitar producir de una manera ineficiente. El análisis de laboratorio consiste de: . alargando la vida del yacimiento manteniendo las presiones. la muestra dejaría de ser una porción representativa del mismo. la cabeza del como el líquido del pozo separador Presión de líquido así en el tanque . entre otros problemas. 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. temperatura y volumen. se hace una validación exhaustiva tomando en cuenta todos los parámetros del yacimiento medidos durante la toma de muestras como son: Gastos Presión Presión estática Presión del yacimiento fluyendo y temperatura y y gas en el a temperatura separador . se procede a recopilar y estudiar toda la información acerca del comportamiento de los mismos en función de las variaciones de la presión.medida que son explotados. 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. 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. La nuevas herramientas y equipos disponibles de manejo automatizado y computarizado. mala toma de la muestra o inestabilidad de la producción a nivel de toma de muestreo. hacen más factibles la realización de los estudios. Para tener la certeza de que el muestreo es representativo. Una vez que se determina el estado del fluido presente en el yacimiento a través de los estudios experimentales para fluidos de yacimiento(PVT). además deben de mostrar una tendencia suave. Por consiguiente se debe: Hacer Verificar una comparación la de los validez datos de campo de con los las datos de muestras laboratorio .- Expansión instantánea de la muestra de fluido para determinar la presión de burbujeo. El segundo es basado en la gráfica de Hoffman-Crump que relaciona el logaritmo de K*P con un factor de caracterización B.Realizar estudios pertinentes al fluido mediante los siguientes experimentos: a) b) c) d) Agotamiento Agotamiento Agotamiento Estudio de a diferencial(sólo a volumen realizado composición separadores en en constante aceites) constante etapas e) Determinación de propiedades físicas como viscosidad. Esta técnica es de gran utilidad para estudiar los yacimientos de aceite volátil. enfatizando por supuesto la validez de las técnicas de muestreo ya sea proveniente del análisis composicional detallado en el laboratorio o data limitada de .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. 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. entre otras. en este caso los diferentes componentes deben de mostrar un comportamiento de líneas rectas paralelas entre sí. para realizar la validación de un análisis PVT.Comparar las muestras tomadas en superficie mediante recombinado de las muestras de fondo . . 1960). (Hoffman. 1981). 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. El ingeniero petrolero a partir de la toma de data PVT. El primero consiste en checar las constantes de equilibrio o valores K. densidad. Existen básicamente dos métodos (Bashbush.Expansión diferencial de la muestra de fluido para determinar Bo y Rs. de gas y condensados. Actualmente existen diversos fabricantes que se dedican a la construcción y comercialización de equipos PVT. con la finalidad de poder establecer la mejor estrategia de explotación y separación en la superficie. es decir. 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. estas empresas poseen en el mercado una gran cantidad de equipos los cuales se encuentran limitados por la presión máxima de trabajo. entre las más importantes podemos destacar a: Chandler Engineering (Ruska). desde el yacimiento. El estudio PVT composicional es de gran importancia en la ingeniería de yacimientos petroleros. tal como es el caso cuando al caer la presión en un yacimiento que contiene crudo saturado. DB Robinsón y Vinci Technologies. movimiento de fluidos en reservorio. Diversas investigaciones han mostrado que errores asociados a los datos PVT pueden producir grandes errores en los cálculos de los hidrocarburos en sitio. el gas de solución es liberado pero en un volumen inferior al pronosticado al análisis PVT. análisis de registro de producción y relaciones de desempeño de influjo. la secuencia de fenómenos que actúan en la producción de los fluidos. Una comprensión experta de las propiedades de presión-volumen-temperatura (PVT) es esencial para una correcta ingeniería de los análisis de prueba de pozo. en su totalidad. 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. Figura: Parámetros PVT: (a) Encima de la presión de burbujeo (b) Debajo de la presión de burbujeo . diseño de levantamiento artificial.producción. Al usar la EBM (Ecuación de Balance de Materiales) es fundamental seleccionar un análisis PVT que a diferentes presiones represente apropiadamente. a través del análisis de su comportamiento (volumétrico y composicional). efectuado bajo condiciones de equilibrio. ya que coadyuva a determinar el tipo de yacimiento del que provienen los fluidos y las condiciones volumétricas en las que se encuentran. volumetría de reservorio. Temco. pasando por el pozo hasta el separador. 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. la cual no sobrepasa los 10000 lpca. La celda es calentada bajo agitación constante hasta alcanzar la temperatura . Gravedad =30° API. Rsi=725 MSCF/STB. pi= 4000 psia) Análisis PVT a) Expansión de la composición constante.7. Gravedad Específica=0.Ejemplos de curvas PVT Esta figura muestra el comportamiento de propiedades PVT (T=190°F. CCE(1): Una cantidad conocida de fluido de yacimiento se transfiere a una celda PVT a una presión mayor a la presión del yacimiento. densidad. Un estudio típico tiene 7 . el % molar del fluido producido acumulativo. CVD(2): Este estudio se lleva a cabo generalmente en fluidos de reservorios de condensados. las propiedades de la fase gas producida (Z. GRD: . el fluido se recomprime en la celda PVT hasta la condición de presión inicial y se estabiliza bajo agitación constante. En la región inferior a la presión de saturación. Rs). b) Vaciamiento de volumen constante. c) Expansión de liberación diferencial. el gas es desplazado isobaricamente hasta el nivel donde el volumen total de fluido en la celda coincida con el volumen inicial monofásico establecido (volumen constante). DLE(3): Una vez que se ha llevado a cabo el estudio CCE. Se reporta en fluidos condensados el % vol. Una vez que se ha llevado a cabo el estudio CCE. reportando la presión de saturación. Se reportan las propiedades de la fase petróleo (Bo.10 etapas de reducción de la presión para alcanzar la presión de abandono. el volumen relativo. de la fase gas (Bg. Una vez que el equilibrio se haya logrado y el volumen de la fase líquida medido. d) Expansión de la isoterma/no-isoterma. cuantificado y analizado. Luego se reduce la presión a una segunda etapa y se repite el procedimiento.del yacimiento dada y la presión es monitoreada manteniendo el fluido monofásico. de depósito de líquido retrogrado. el fluido es estabilizado hasta alcanzar el equilibrio de fase líquido-vapor. La presión de saturación es definida en la gráfica presiónvolumen como la intersección entre las curvas de la fase monofásica y la bifásica. C4+. Este procedimiento se lleva hasta una presión de abandono o equivalente a un volumen relativo a 2. viscosidad. Un estudio típico tiene 6-8 etapas de reducción de la presión para alcanzar la presión atmosférica. El volumen de líquido es medido. El volumen de gas es cuantificado y analizado para determinar su composición y sus propiedades. La presión luego se reduce isotérmicamente hasta una condición específica de presión en la región de dos fases por debajo de la presión de saturación. La presión se reduce y se registran las medidas volumétricas y el fluido estabilizado a cada cambio de presión isotérmicamente. El gas liberado al alcanzar el equilibrio de fase es desplazado isobaricamente. el líquido acumulativo recuperado (GPM) C3+. Z. Los cambios de volumen se grafican como una función de la presión vs el volumen. La presión luego se reduce isotérmicamente hasta una condición específica de presión en la región de dos fases por debajo de la presión de saturación. gravedad específica) y las composiciones de los gases liberados. el fluido se recomprime en la celda PVT hasta la condición de presión inicial y se estabiliza bajo agitación constante. C5+ en cada etapa de presión. la compresibilidad isotérmica del fluido y la expansión térmica del mismo. 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). Luego se reduce la presión a una segunda etapa y se repite el procedimiento. viscosidad y gravedad específica) y la respectiva composición molecular. En el se determina cual es el efecto de la inyección de gas y como convergen la composición del gas inyectado y la del fluido de yacimiento y como este gas inyectado avanza a través del reservorio y contacta al fluido de yacimiento fresco. Una cantidad conocida de fluido de yacimiento se transfiere a una celda PVT a una presión mayor a la presión del yacimiento y temperatura ambiente. por contactos sucesivos o cuan cerca se encuentra el fluido de yacimiento del pozo de inyección y arrastra a partir de este sus componentes medios o pesados por el efecto del gas. el cliente establece las condiciones de presión y temperatura en las diferentes etapas del proceso de producción que está utilizando y las cuales requiere para el proceso del multi-fase. Para cada contacto. “Depletation” diferencial. SAT: Una cantidad conocida de fluido de yacimiento se transfiere a una celda PVT. la fase gas a partir del primer contacto es removida de la celda y gas fresco es adicionado a la fase líquido remanente a una determinada relación para un segundo contacto y la fase líquida resultante a partir de la última etapa es analizada y caracterizada. g) Separador del multi-fase. agotamiento vaporización Análisis PVT e) Multi-contacto de gas la inyección. Luego se reduce la presión y la temperatura (si aplica) a una segunda etapa . MCM: Este estudio se lleva a cabo en un sistema de dos celdas PVT. la fase gas resultante del primer contacto. En el caso de la prueba de múltiple por migración. El gas liberado al alcanzar el equilibrio de fase es desplazado isobaricamente. Se inyecta gas seleccionado por el cliente al fluido en una dada relación. ____________________________________ (1) (2) (3) Estudio Estudio Estudio de masa de de constante o relación o presión-volumen. los volúmenes. la composición molecular y las propiedades de las fases liquidas y gaseosas son reportadas. se estabiliza el fluido y se determina la presión de saturación y se registra. La fase gas resultante desde la ultima etapa es analizada y caracterizada.Es parte integral de la prueba CCE descrita en el punto a. En el caso de las pruebas de contacto múltiple por arrastre de componentes. Se lleva el sistema PVT a la presión y temperatura de la primera etapa del proceso hasta que se alcance el equilibrio líquido-vapor. SEP: En este proceso de separación de fases múltiples. la cual esta enriquecida con hidrocarburos. Un estudio típico puede incluir 4-6 relaciones de inyección y su respectiva presión de saturación. cuantificado y analizado. f) Rango de presión de saturación. esto se da en contacto con aceite fresco de yacimiento a una dada relación para el segundo contacto. En cada etapa de inyección. y se repite el procedimiento a tantas etapas como sean requeridas. gas de flash y fluido de yacimiento. i) Determinación de la composición de los fluidos a las condiciones del estudio hasta C11+ con densidades y pesos moleculares experimentales de las fracciones C7+ a C11+. Se reporta el cambio de la presión de saturación versus la temperatura. Las fases . factor volumétrico del petróleo. Una cantidad conocida de fluido de yacimiento se transfiere a una celda PVT. de realiza un flash hasta condiciones atmosféricas. Estos fluidos se recombinan matemáticamente a la respectiva relación gas-líquido y se obtiene la composición del fluido de yacimiento. etc) en el líquido de flash. Los volúmenes de las fases se cuantifican y la muestra es desplazada para determinar su composición. Se reportan las relaciones gaspetróleo en cada etapa de separación. al líquido del flash se le realiza una destilación hasta C20+ en un destilador Fischer y los fluidos producidos de analizan en cromatógrafo HP (gas y líquida). La celda es calentada bajo agitación constante hasta alcanzar la temperatura del yacimiento dada y la presión es monitoreada manteniendo el fluido monofásico. Cn+ (masa molar. La presión se ajusta a la presión y temperatura predeterminada y se estabiliza el sistema hasta que las fases líquido-vapor alcancen el equilibrio. La fracción C11+ será extendida hasta C20+ sin determinar la densidad o el peso molecular en forma experimental de las fracciones El análisis composicional del fluido de yacimiento se obtiene en dos etapas: los : fluidos producidos a partir del flash hasta condiciones atmosféricas. tanque y total. las propiedades de fracción C7+. factor de merma. Se reporta el análisis composicional hasta C20+. h) Flash de las dos fases isoterma. k) Separación “flash” a masa constante y temperatura del estudio: Una cantidad conocida de fluido de yacimiento se transfiere a una celda PVT a una presión mayor a la presión del yacimiento. densidad del fluido en separador y tanque las composiciones de los gases liberados. El se refiere al estudio del equilibrio líquido-vapor a unas condiciones predeterminadas por el cliente. La masa molar del líquido se obtiene por crioscopía y la densidad en un densímetro PAAR 4500. y propiedades como la densidad. Se comienza con la temperatura ambiente hasta la temperatura del yacimiento y en cada una de ellas se determina la presión de saturación. Una vez alcanzada la condición de presión y temperatura. j) Rastreo de la envolvente de fases de los fluidos de yacimiento. desde la temperatura ambiente hasta la temperatura del estudio: Para llevar a cabo este estudio. densidad. VLE: Este estudio es una extensión del estudio CCE. de realiza el mismo procedimiento mencionado en el ítem (a) CCE. SAT. SEP de etapas simples o múltiples. densidad y gravedad específica del gas de flash. En él convergen todos los parámetros inherentes a un estudio (ecuaciones de estado. Los módulos fundamentales que integran el PVTz v.21. n) Cálculo de las propiedades PVT a condiciones del estudio: Para realizar los cálculos de las propiedades del estudio PVT.2. recombinación). No limitativo al número de pruebas que se ejecuten aún cuando sean utilizadas diferentes temperaturas. Es fácilmente manejable. Se reporta la viscosidad de la fase líquida y de la fase gas. Para realizar los estudios de simulación para validación y control de calidad de las propiedades del . manteniendo la obtención de los datos que son requeridos de uno u otro módulo. l) Este Separación estudio diferencial está a volumen constante en los y temperatura pasos (b) del y estudio: (c). etc. Francés.). análisis composicional del fluido de yacimiento. permitiendo generar todas las tablas de datos. constantes físicas. descrito m) Viscosidad de los fluidos de yacimiento a condiciones del estudio: 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.gas y líquido son cuantificadas y analizada para determinar su composición molecular y sus propiedades de fase.VLE. CVD. Muestras (Identificación. correlaciones. las correlaciones propias para el cálculo del estudio. DLE. celdas. Opciones (contiene todas las opciones para un estudio PVT: CCE. parámetros. Un estudio típico tiene de 5 a 10 etapas de reducción de la presión hasta la presión de saturación y el mismo numero de etapas alcanzadas durante el DLE. API. Este programa se compone de módulos que permiten la entrada y control de los datos obtenidos experimentalmente de manera individual que a su vez están interconectados entre ellos. Por debajo de la presión de saturación. La viscosidad de la fase gas se obtiene entonces a partir del DLE. Se reporta la relación gas líquido (GLR). densidad del líquido de flash. SPE o la que sea requerida por el cliente además de generar el reporte en el idioma que el cliente lo requiera (Español. viscosímetros. validación. la viscosidad es medida sobre la fase líquida siguiendo un procedimiento análogo al DLE. se utiliza un “software” desarrollado por Schlumberger llamado PVTz versión 2. coeficientes.).) para determinar la conducta físico-química de fluidos que incluye desde los sistemas de control de calidad y calibración de todos los equipos utilizados en nuestros laboratorios.Viscosidad. Ingles. Portugués o Italiano). composición de los fluidos. etc. gráficas de forma automatizada y de excelente presentación.21 son: Calibración (bombas. La viscosidad es medida a la temperatura del yacimiento o a cualquier otra que el cliente así lo requiera desde una presión por encima de la presión del yacimiento reduciéndola isotérmicamente hasta la presión atmosférica. versátil y opera bajo ambiente Windows. así como. Permite calcular cada uno de los parámetros utilizando las unidades SI. etc. cuantificado y analizado. la composición en % molar. viscosidad. contenido de calor bruto. etc. CVD. Con el análisis composicional y el módulo PVTz respectivo. factor de merma. IP. y el contenido de líquidos en volumen (GPM) y masa.) para este procedimiento. En todos los casos se siguen las normativas estándar internacionales (ASTM. tanque y total. las propiedades físicas (Masa molar. Un estudio típico consiste de estudios de una etapa Psep/Tsep hasta tanque o en separaciones múltiples que van desde 2 a 3 etapas más el tanque. API.estudio PVT realizado. factor volumétrico del petróleo. El gas liberado al alcanzar el equilibrio de fase es desplazado isobaricamente. Se reportan las relaciones gas-petróleo en cada etapa de separación. gases naturales capturadas en separadores. además de predecir utilizando las correlaciones existentes de las ecuaciones de estado para generar información adicional que pueda ser necesaria para efectos de la industria partiendo de datos reales. o) Simulación experimental de la separación de los fluidos de yacimiento en instalaciones superficiales en varias etapas: En este proceso el cliente establece las condiciones de las instalaciones superficiales de presión y temperatura en las diferentes etapas del proceso de producción que está utilizando y las cuales requiere para la simulación experimental de la separación Una cantidad conocida de fluido de yacimiento se transfiere a una celda PVT a una presión mayor a la presión del yacimiento y temperatura ambiente. densidad relativa. q) Determinación de la composición de los gases separados en el agotamiento diferencial a volumen constante y en la simulación experimental de la separación de fluidos en instalaciones superficiales con una definición de hasta C6+ y las características de los gases: La composición de los gases obtenidos en los diferentes procesos que involucran un estudio PVT. Flash. Luego se reduce la presión y la temperatura (si aplica) a una segunda etapa y se repite el procedimiento a tantas etapas como sean requeridas. densidad.etc. Se lleva el sistema PVT a la presión y temperatura de la primera etapa del proceso hasta que se alcance el equilibrio líquido-vapor. Masa molar del Cn+ requerido. permite generar y analizar toda la información basada en un estudio PVT y permite optimar las tendencias del comportamiento de los fluidos. se llevan a cabo por cromatografía de gas utilizando para ello un cromatógrafo HP 5890 serie II plus que permite obtener el análisis composicional de los gases extendido hasta C12+. se utiliza el Simulador Eclipse versión 2001. Este programa. GPA. .. tales como DLE. pruebas de separación. densidad del fluido en separador y tanque las composiciones de los gases liberados. p) Elaboración de la envolvente de fase ajustada con los datos obtenidos de la simulación (16): Este proceso se lleva a cabo utilizando el Software PVTz con los datos experimentales obtenidos en los procesos involucrados. se obtiene de forma tabulada toda la información referida al fluido en las condiciones específicas del mismo la cual incluye la identificación de las condiciones a la cual el fluido fue producido. Una cantidad de muestra se carga en un viscosímetro capilar con calibración certificada. c) Análisis de contenido de parafinas: El contenido de parafinas en líquidos de tanque se lleva a cabo según la normativa estándar UOP-46. g) Análisis del contenido de líquidos del gas natural: Se llevan acabo por análisis cromatográficos como el descrito en el ítem (q) de Análisis PVT. b) Análisis de contenido de asfaltenos: El contenido de asfaltenos en líquidos de tanque se lleva a cabo según la normativa estándar IP-143. Se reporta el % en peso. . información e) Análisis de los efectos del gas dulce en los fluidos: Se sigue los procedimientos y técnicas análogos descritos en ítem (e) de Análisis PVT. etc. evaporan y secan. Se realizan tres medidas por temperatura. Se reporta la viscosidad cinemática y dinámica a cada temperatura. Una curva típica lleva 5 puntos que van desde temperatura ambiente a una superior a la temperatura del estudio. en ella se realiza una precipitación selectiva de las parafinas de bajo y alto peso molecular con un solvente específico y posteriormente se lavan. Dependerá del tipo de análisis específico requerido por el cliente. se lleva a un baño y se estabiliza a la temperatura deseada. f) Análisis de los efectos del gas nitrógeno en los fluidos: Se seguirá el procedimiento propuesto en las metodologías PVT ya descritas en las secciones precedentes que apliquen a este estudio. Se reporta el % en peso. como solubilidad. evaporan y secan. d) Se Análisis requiere para la adicional determinación del cliente para del definir coeficiente el alcance de de este difusión: análisis. pruebas de fase. h) Análisis de la viscosidad de los fluidos: El estudio de viscosidad de líquidos de tanque se lleva a cabo según la normativa estándar ASTM D-445.. Se reporta el GPM y su porcentaje molar.Experimentos en otros tipos de análisis a) Ver ítem (q) Análisis sección Análisis cromatográficos: PVT. en ella se realiza una precipitación selectiva de los asfaltenos con un solvente (n-heptano) y posteriormente se redisuelven. Diagrama de fases para yacimientos de hidrocarburos . j) Otros tipos de análisis: Los que sean requeridos estarán ajustados a las normativas estandar de la industria petrolera internacional.i) Análisis de la densidad API: Las determinaciones API se llevan a cabo por medidas de la densidad del fluido de flash realizadas según las normativas estándar ASTM D-1298 / D-4052 empleando hidrómetros y densímetros digitales de alta precisión. Presión. El comportamiento regular de los hidrocarburos es el de pasar de fase gaseosa a líquida por aumento de presión y/o disminución de temperatura y el de pasar de fase líquida a gaseosa por disminución de presión y/o aumento de temperatura. 3. produciendo de esta manera una disminución en la densidad. Repulsión molecular. Cuatro factores físicos controlan el comporamiento de fases de mezclas de hidrocarburos: 1. 4.La mayoría de los campos petrolíferos descubiertos a nivel mundial corresponden mayormente a gas condensado/petróleo volátil asociados a altas presiones y temperaturas. Las fuerzas de atracción molecular son directamente proporcionales a la masa de las moléculas e inversamente proporcionales a la distancia entre las mismas. de esta manera. A elevadas temperaturas aumenta el movimiento de las moléculas y por ende. 2. La energía cinética y la repulsión molecular tienden a dispersar las moléculas. De allí la importancia de estudiar estos yacimienots aplicando las mejores técnicas de ingeniería para optimizar la recuperación de este recurso no renovable. Diagrama presión-temperatura de mezclas de hidrocarburos La mejor forma de observar los cambios de fase de las mezclas de hidrocarburos que se presentan naturalmente en yacimientos de petróleo y gas (o condensado) es a través de un diagrama PresiónTemperatura (P-T) como el diagrama que se observa a continuación . a mayor profundidad de los yacimientos las mezclas de hidrocarburos se encuentran en fase líquida cerca del punto crítico (crudos volátiles de alto encogimiento) o en fase gaseosa (gas condensado. El paso siguiente al descubrimiento de un yacimiento de hidrocarburos es determinar el estado (gas y/o líquido) en que se encuentra la mezcla en el yacimiento y clasificarlo utilizando criterios termodinámicos de fases y parámetros de caracterización fundamentales como la relación gas-líquido (petróleo o condensado). Cabe destacar que en términos generales. mientras mayor sean estas fuerzas mayor es la tendencia de los hidrocarburos a aumentar su densidad. son el resultado de cambios termodinámicos que sufre la mezcla original de hidrocarburos en su trayectoria desde el yacimiento hasta el sistema de separación en la superficie. mayor es su tendencia a separarse. Atracción molecular. gravedad API y otros. Energía cinética (movimiento molecular asociado con temperatura). gas húmedo o seco). Los fluidos obtenidos en superficie de estos yacimientos. La presión y la atracción molecular tienden a mantener las moléculas juntas. se denomina punto crítico. De esta forma. La posición relativa de los puntos cricondentérmico y cricondembárico con respecto al punto crítico. mientras se mantenga constante la proporción de componentes en la mezcla. A las condiciones del punto crítico. depende de la composición del sistema. el cual permanece constante. Todas estas curvas de isocalidad también convergen en el punto crítico. para gases naturales y gases condensados está a la derecha. 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. En los puntos de rocío el sistema se encuentra en fase gaseosa en equilibrio con una cantidad infinitesimal (gota) de líquido. viscosidad.) del gas y líquido son idénticas. 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. las curvas de burbujeo y rocío son líneas de 100% y 0% de líquido. Cada mezcla de hidrocarburos encontrada en un yacimiento tiene un diagrama de fases característico. En los puntos de burbujeo el sistema (mezcla de hidrocarburos) se encuentra en fase líquida en equilibrio con una cantidad infinitesimal (burbuja) de gas. sufriendo modificaciones cuando se altera esta proporción debido a la extracción preferencial de fluidos o a la inyección . 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. etc. Diagrama de fases Presión-Temperatura para yacimiento de hidrocarburos En este se observa la envolvente de fases que resulta de unir las curvas de puntos de burbujeo y puntos de rocío. el sistema está en fase gaseosa). Al punto donde se unen las curvas de burbujeo y rocío. el punto cricondembárico está a la izquierda del punto crítico. 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. las propiedades intensivas (aquellas que no dependen de la masa: densidad. en cambio. Para crudos.Figura 1. 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. respectivamente. este encogimiento puede ser de más del 45% del hidrocarburo ocupado en el espacio poroso. Lo que realmente quiere decir. Se puede observar que a medida que la mezcla es más liviana y volátil las presiones de burbujeo y rocío son mayores. Sin embargo.). Estos fluidos deben ser estudiados de forma distinta en el laboratorio y por el ingeniero de yacimiento para obtener una predicción precisa del comportamiento del mismo dentro del yacimiento. Este hecho es importante debido a que el gas libre es rico en condensados. 35% o más de metanos por hexanos. CO2. 1). esta denominación no es precisamente la más apropiada. En cambio. Los petróleos volátiles tienen un factor volumétrico (Bo) de 2 BY/BN o mayor y una composición que generalmente se caracteriza por tener de 12. (Ver Figura No. Este alto encogimiento crea una alta saturación dentro del espacio poroso y se observa una alta movilidad del gas casi inmediatamente después de caer la presión por debajo del punto de burbuja.de alguno o algunos de ellos (gas natural. y el remanente de etanos. generalmente presentan una alta gravedad API en el tanque. etc. el fluido del yacimiento casi siempre se encuentra en fase gaseosa. N2. la gravedad del petróleo es usualmente de 40° API o mayor. sin embargo. Para entender esto.5%. los petróleos volátiles sufren un alto encogimiento como cae la presión del yacimiento por debajo de la presión de burbuja.000 PCN/BN. Estas propiedades incluyen un alto encogimiento inmediatamente después de que la presión cae por debajo de la presión de burbujeo. . debido a que virtualmente todos los fluidos de yacimiento son volátiles. Los fluidos de yacimiento que contienen heptanos y más pesados en una concentración en más de 12.000 a 3. Como se ha mencionado. 2). La relación gas petróleo generalmente se encuentra en un rango de 2. Los fluidos provenientes de yacimientos de petróleo volátil fueron primeramente estudiados por Reudelhuber y Hinds y por Jacoby y Berry. es necesario considerar que los petróleos volátiles se encuentran cercanos a la línea divisoria con los gas condensados ricos en el diagrama de fases (Ver Figura No. tan solo al caer la presión 10 lpc por debajo de la presión de burbuja. Estos casos son raros.5 a 20 % mol de heptano plus.5% mol. Los petróleos volátiles han sido observados en concentraciones de C7+ tan bajas como el 10% y en condensados tan altas como el 15. se encuentran casi siempre en fase líquida dentro del yacimiento. En casos extremos. Existe una frontera entre el petróleo volátil y los condensados desde el punto de vista composicional. es que el fluido dentro del yacimiento se encuentra a presiones y temperaturas cercanas al punto crítico. cuando es menor a esta concentración. Los petróleos que se encuentran termodinámicamente cercanos a las condiciones críticas son llamados crudos volátiles. Comparación Diagrama de Fase del Petróleo Volátil y el Gas Condensado . En cambio.Figura No. los procedimientos de cálculo traen este gas que fluye dentro del yacimiento hasta superficie como gas libre y este es añadido al gas en solución. Reudelhuber y Hinds reportaron en sus estudios realizados que el recobro de líquidos usando la técnica de balance de materiales composicional puede ser hasta 4 veces mayor que utilizando la técnica de balance de materiales convencional. Diagrama de Fase generalizado para un Petróleo Volátil La técnica de balance de materiales convencional para petróleo negro no toma en consideración este gas móvil como un como gas condensado retrógrado. Jacoby y Berry reportaron que su incremento de este parámetro fue de 2. así como también del petróleo proveniente del yacimiento. 2. Un estudio de fluido de yacimiento correctamente realizado permitirá obtener al ingeniero de yacimiento los datos necesarios que le permitirán realizar de manera apropiada un balance de materiales composicional. De esta manera podrá simular la producción de condensado retrógrado. Figura No. 1.5 veces en el yacimiento que los mismos estudiaron. Por la técnica de balance de materiales convencional predijeron que la producción del yacimiento iba a ser de 880. este yacimiento fue completamente depletado. son una parte fundamental para la ingeniería de yacimientos y de producción. En 1965. Este post mortem confirma que la técnica de balance de materiales composicional es una muy buena aproximación para predecir el comportamiento de estos yacimientos. Originalmente desarrollado por Chevron Petroleum Technology Company. crudo y agua a diferentes condiciones de presión y temperatura.000 BN de petróleo.4 MMBN de petróleo. mientras que utilizando la técnica de balance de materiales composicional.El estudio de Jacoby y Berry fue realizado en un yacimiento al norte de Luisiana. volumen y temperatura. el cual fue descubierto a finales de 1953. tales como calculo de reservas con balance de materiales. el recobro último iba a ser de aproximadamente unos 2. Es muy importante tener la capacidad de calcular estas propiedades usando métodos modernos y validos para modelar correctamente las condiciones de flujo desde el yacimiento hasta las instalaciones de superficie. PVTLIB calcula diferentes propiedades empleando una de las más extensas librerías disponibles en la industria sobre modelos empíricos o correlaciones para fluidos tipo ‘blackoil’ y dos Ecuaciones de estado para análisis composicional. Las propiedades PVT son fundamentales en una amplia variedad de cálculos en ingeniería de petróleos. correlaciones de perdida de presión y temperatura para flujo multifásicos y la ecuación de Darcy para flujo en medios porosos. relacionadas con presión. El programa PVTLIB calcula propiedades físicas para gas. PVTLIB Calculo de propiedades PVT blackoil/composicional El cálculo de propiedades PVT. Posteriormente Cordell y Ebert presentado un caso histórico de este yacimiento.2 MMBN de petróleo. demostrando que el recobro del yacimiento fue de 2. . También se puede seleccionar correlaciones individuales para construir su propio grupo o set de correlaciones • Los cálculos para fluido composicional se pueden hacer para una sola corriente de fluido o para gas y liquido por separado. (Ver figura adjunta) • Los archivos de datos generados se pueden exportar a otras aplicaciones desarrolladas por IHS Energy. incluyendo la envolvente de fases (phaseenvelope) para casos composicionales • Se pueden usar diferentes sistemas de unidades • Reportes de Recombinación y cálculos flash para casos composicionales .a para selección de correlaciones Algunas de las más importantes características del programa son: • PVTLIB contiene más de 150 diferentes correlaciones PVT y dos ecuaciones de estado. Pipesoft-2. tales como OilWat/GasWat. PERFORM y SubPUMP • Contiene numerosas gráficas de salida. Se pueden utilizar hasta 17 componentes. incluyendo seudo-componentes (hipotéticos). Ventan H2S. N2) y agua. impurezas (CO2. se pueden cambiar para ajustar valores calculados con datos medidos • Se pueden graficar y comparar propiedades calculadas con diferentes correlaciones en una sola gráfica. incluyendo valores omega. Las ecuaciones de estado que se utilizan son Redlich-KwongSoave (RKS) y Peng-Robinson (PR) • Se pueden emplear datos PVT medidos en laboratorio para comparar con las correlaciones • Los parámetros de la ecuación de Peng-Robinson. Se tienen disponibles grupos de correlaciones recomendadas para crudo para aplicaciones particulares. F: Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos.Soporte Técnico • El precio total incluye ayuda gratis durante el primer año Comparac ión de correlaciones (Cálculo de Bo) Fragmento extraído del paper: Engineering Applications of Phase Behavior of Crude Oil and Condensate Systems. SPE. Editorial Universidad Surcolombiana.Huila – Colombia. Moses. Phillip L. . Freddy Escobar. Neiva . Diagramas de Fase extraídas del libro: Fundamentos de Ingeniería de Yacimiento. Primera Edición. Editorial Universidad Surcolombiana Escobar. Core Lab.