3. propiedades de los fluidos de yacimiento

UNIVERSIDAD AUTÓNOMA DEL CARMEN

Propiedades de los Fluidos de Yacimiento

Propiedades de los fluidos

Se dice que un yacimiento es de gas seco, si no se producen condensadoscuando el gas se mueve desde el yacimiento hasta la superficie. Desde el puntode vista del equilibrio de fases:

o La composición no varía.

o La gravedad específica se mantiene constante.

o El muestreo se puede realizar en superficie.

El volumen de un gas es función de la presión y temperatura, para efectos denormalizar las condiciones de venta de los hidrocarburos se ha definido unacondición a la cual debe reportarse el volumen. A estas condiciones se lesconoce como CONDICIONES ESTANDAR y el volumen medido a estascondiciones se conoce como condiciones estándar o condiciones base.

En general las condiciones estándar son: 14.65 psia y 60°F, aunque éstosvalores varían de acuerdo al pais…


Propiedades del gas seco

En México, se aceptan las condiciones estándar siguientes:

𝑃𝑠𝑡𝑑 = 14.696 𝑝𝑠𝑖𝑎 1.033𝑘𝑔

𝑐𝑚2

𝑇𝑠𝑡𝑑 = 60°𝐹 15.56°𝐶

Aplicando la definición de condiciones estándar en la ecuación de los gases ideales tenemos:

𝑣𝑚 =𝑅𝑇

𝑃=

10.732𝑝𝑠𝑖𝑎 ∗ 𝑓𝑡3

𝑙𝑏𝑚𝑜𝑙 °𝑅∗ 60 + 459.7°𝑅

14.696 𝑝𝑠𝑖𝑎= 379.52

𝑓𝑡3

𝑙𝑏𝑚𝑜𝑙

1 𝑙𝑏𝑚𝑜𝑙𝑔 = 379.5 𝑓𝑡𝑔 𝑠𝑡𝑑3


Condiciones estándar

Se define como el volumen de gas requerido a condiciones del yacimiento, para producir un pie cúbico estándar de gas en superficie.

Las unidades dependen del sistema que se utilice así como de la tropicalización.

𝐵𝑔 =𝑓𝑡3

𝐹𝑇3,𝑚3

𝑀3

𝐵𝑔 = [𝑓𝑡3

𝐵𝐵𝐿]

En general, se utilizan minúsculas para representar condiciones de flujo y mayúsculaspara indicar condiciones estándar.

El factor de volumen, también se conoce como factor de volumen del yacimiento y suinverso se conoce como factor de expansión (𝜀).

El comportamiento gráfico del factor de volumen del gas se muestra en la siguientegráfica.


Factor de volumen de formación del gas (Bg)

• Una forma práctica de calcular el factorde volumen del gas es a través delvolumen ocupado por el gas acondiciones de yacimiento dividido porel volumen ocupado por la misma masade gas a condiciones estándar.

𝐵𝑔 =𝑉𝑦𝑎𝑐

𝑉𝑠𝑡𝑑

• Aplicando la definición de volumen de la ecuación de estado para gases reales tenemos:

𝐵𝑔 =𝑉𝑦𝑎𝑐

𝑉𝑠𝑡𝑑=

𝑧𝑛𝑅𝑇𝑝

𝑧𝑠𝑡𝑑𝑛𝑅𝑇𝑠𝑡𝑑𝑝𝑠𝑡𝑑

=𝑧𝑇𝑠𝑡𝑑

𝑧𝑠𝑡𝑑𝑇𝑠𝑡𝑑𝑝

Factor de volumen del gas

Comportamiento gráfico del factor de volumen del gas

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

14

.69

6

42

1.6

6

82

8.6

23

12

35.5

9

16

42.5

5

20

49.5

1

24

56.4

8

28

63.4

4

32

70.4

36

77.3

7

40

84.3

3

44

91.3

48

75.9

2

50

34.2

4

53

09.5

Fact

or

de

VO

luen

de

Fom

raci

ón

del

Gas

(Bg)

Presión (psig)

Comportamiento del Factor de Volumen de Formación del gas

80

Si 𝑧𝑠𝑡𝑑 = 1.0, 𝑇𝑠𝑡𝑑 = 520°𝑅 y 𝑃𝑠𝑡𝑑 = 14.696 𝑝𝑠𝑖𝑎

𝐵𝑔 =14.696𝑧𝑇

1.0 520 𝑝= 0.0282

𝑧𝑇

𝑝

En unidades del sistema inglés (ft3/FT3).

Factor de volumen del gas

Definición del factor de volumen del gas (Bg)

• Se define como el cambio de volumenque sufre un gas cuando se reduce supresión a temperatura constante

• La Cg, es la dismunución en fracción devolumen que ocurre debido a unincremento de una unidad de presión.

𝐶𝑔 = −1

𝑉

𝜕𝑉

𝜕𝑝𝑇

𝐶𝑔 = −1

𝑉𝑚

𝜕𝑉𝑚𝜕𝑝

𝑇

Las unidades del coeficiente decompresibilidad son:

𝐶𝑔 = 𝑝𝑠𝑖−1,𝑐𝑚2

𝑘𝑔


Coeficiente de compresibilidad isotérmica (Cg).

Partiendo de la ecuación de estado de los gases ideales:

𝑝𝑉 = 𝑛𝑅𝑇

𝑉 =𝑛𝑅𝑇

𝑝𝜕𝑉

𝜕𝑝𝑇

= −𝑛𝑅𝑇

𝑝2

Sustituyendo V en la definición de Bg, tenemos:

𝐶𝑔 = −1

𝑣−𝑛𝑅𝑇

𝑝= −

𝑝

𝑛𝑅𝑇−𝑛𝑅𝑇

𝑝2=1

𝑝

𝐶𝑔 = 1/𝑝

Coeficiente de compresibilidad isotérmica

Definición de Cg para un gas ideal.

𝑉 = 𝑛𝑅𝑇𝑧

𝑝

Aplicando la definición de derivada de un cociente: 𝑑𝑢

𝑣=𝑣𝑑𝑢−𝑢𝑑𝑣

𝑣2

𝜕𝑉

𝜕𝑝𝑇

=

𝑛𝑅𝑇 𝑝𝜕𝑧𝜕𝑝

𝑇− 𝑧

𝜕𝑝𝜕𝑝

𝑇

𝑝2=

𝑛𝑅𝑇[𝑝𝜕𝑧𝜕𝑝

𝑇− 𝑍

𝑝2

Finalmente:

𝐶𝑔 = −1

𝑉

𝜕𝑉

𝜕𝑝𝑇

= −𝑝

𝑧𝑛𝑅𝑇

𝑛𝑅𝑇

𝑝2𝑝𝜕𝑧

𝜕𝑝𝑇

− 𝑧

𝐶𝑔 =1

𝑝−1

𝑧

𝜕𝑧

𝜕𝑝𝑇

Coeficiente de compresibilidad isotérmica

Definición de Cg para un gas real.

Calcular el factor de volumen del siguiente fluido a una temperatura de 220°F y una presión de 2100 psig.

Método 1.

1.- Calcular las propiedades pseudocríticas del fluido. 2.- Calcular el factor de compresibilidad del gas. 3.- Obtener el factor de volumen de formación.

Método 2. 1.- Calcular el peso molecular aparente del fluido. 2.- Calcular la densidad relativa del fluido. 3.- Calcular el factor de compresibilidad del gas. 4.- Obtener el factor de volumen de formación.


Ejemplo 1

Comp Zi M Tc® Pc(psia)

C1 0.65 16 342.9 666.4

C2 0.25 30 549.5 706.5

nC4 0.1 58 765.2 550.6

Obtener la compresibilidad de un fluido gaseoso a 150°F y 1000 psia si se cuenta con la siguiente información a 150°F.

Solución.

Partir de la definición de compresibilidad: 𝐶𝑔 = −1

𝑉𝑚

𝜕𝑉𝑚

𝜕𝑝 𝑇

𝜕𝑉𝑚𝜕𝑝

𝑇=𝑐𝑡𝑒

=𝑑𝑉𝑚𝑑𝑝

Utilizar la definición de derivada de una función:

𝑑𝑉𝑚𝑑𝑝

= m =y2 − y1x2 − x1


Ejemplo 2.

P(psia) vm(ft3/lbmol)

700 8.5

800 7.4

900 6.5

1000 5.7

1100 5

1200 4.6

1300 4.2

Graficar volumen molar contra presión.

Obtener la pendiente, tener cuidado de considerar el punto solución dentro de la pendiente.

Calcular el coeficiente de compresibilidad.


Solución del ejercicio 2.

Obtener el factor de expansión de un gas a una presión de 1000 psia y 68°F, considerando comportamiento de gas real; si tiene un peso molecular de 23.70 lb/mol.

𝐶𝑔 =1

𝑝−1

𝑧

𝜕𝑧

𝜕𝑝𝑇

Solución.

1. Calcular el factor de compresibilidad a diferentes presiones y a la temperatura de 68°F. Incluir la presión del problema.

2. Calcular la pendiente.

3.- Obtener el factor de expansión.

Propiedades del gase seco.

Ejercicio 3.

Se utiliza la ley de los estados correspondientes, que establece que a las mismas condiciones de presión y temperatura reducida, todos los gases tienen el mismo factor de compresibilidad.

𝑝𝑝𝑟 =𝑝

𝑃𝑝𝑐, 𝑝 = 𝑃𝑝𝑟𝑃𝑝𝑐

𝜕𝑧

𝜕𝑝𝑇

=𝜕𝑃𝑝𝑟

𝜕𝑝

𝜕𝑧

𝜕𝑃𝑝𝑟 𝑇

𝜕𝑃𝑝𝑟

𝜕𝑝= 1/𝑃𝑝𝑐

𝜕𝑃𝑝𝑟

𝜕𝑝𝑇

=1

𝑃𝑝𝑐

𝜕𝑧

𝜕𝑃𝑝𝑟 𝑇𝑝𝑟


Coeficiente de compresibilidad para mezclas de gases (método alternativo)

Finalmente, de la definición de Cg:

𝐶𝑔 =1

𝑃𝑝𝑐𝑃𝑝𝑟−

1

𝑧𝑃𝑝𝑐

𝜕𝑧


𝐶𝑝𝑟 = 𝐶𝑔𝑃𝑝𝑐 =1

𝑃𝑝𝑟−1

𝑧

𝜕𝑧


Este término se conoce como compresibilidad pseudoreducida y la compresibilidad del gas se calcula de la siguiente manera:

𝐶𝑔 =𝐶𝑝𝑟

𝑇𝑝𝑐


Forma alterna del coeficiente de compresibilidad

Calcular la compresibilidad de un gas real a 2100 psig y 220°F, utilizando la ecuación de los gases reales.

Solución:

1. Obtener la presión y temperatura pseudocrítica.

2. Tabular presiones y temperaturas pseudoreducidas en los extremos de la presión donde se desea calcular la compresibilidad.

3. Obtener el factor de compresibilidad para cada presión y temperatura pseudoreducida.

4. Obtener la pendiente 𝜕𝑧


= 𝑚

5. Calcular la compresibilidad pesudoreducida.

Compresibilidad reducida

Ejemplo 4

Comp Zi M Tc® Pc(psia)

C1 0.65 16 342.9 666.4

C2 0.25 30 549.5 706.5

nC4 0.1 58 765.2 550.6

La viscosidad es una medida de la resistencia al flujo de un fluido. La unidad de la viscosidad normalmente es el centipoise,

𝑃𝑜𝑖𝑠𝑒 = 100 𝑐𝑝 =𝑔𝑟

𝑐𝑚. 𝑠𝑒𝑔

Se conoce como viscosidad dinámica y su símbolo es m.

Existe otro término de viscosidad conocido como viscosidad cinemática, la relación entre ambas es:

𝜈 =𝜇

𝜌𝑔=

𝑐𝑝

𝑔/𝑐𝑚3

La unidad usada para la viscosidad cinemática se conoce como centistokes.

𝑐𝑡𝑠 =

𝑔100 ∗ 𝑐𝑚 ∗ 𝑠𝑒𝑔

𝑔𝑐𝑚3

=𝑔 ∗ 𝑐𝑚3

100 ∗ 𝑔 ∗ 𝑐𝑚 ∗ 𝑠𝑒𝑔=

𝑐𝑚2

100 ∗ 𝑠𝑒𝑔


Viscosidad del gas

La viscosidad de los gases disminuye conforme se reduce la presión a temperatura constante.

El recíproco de la viscosidad se conoce como fluidez, es un término muy poco utilizado.

La viscosidad de los gases es difícil de obtener experimentalmente por lo que normalmente se utilizan correlaciones.

La viscosidad de una mezcla de gases se calcula con la siguiente ecuación:

𝜇𝑔 = 𝜇𝑔𝑖𝑦𝑖𝑀𝑖

12

𝑦𝑖𝑀𝑖

12

𝜇𝑔𝑖, Viscosidad del componente i a condiciones atmosféricas “estándar” (Tablas).

Viscosidad del gas

Propiedades del gas seco.

Viscosidad de los gases “reales”

𝜇𝑔 = 𝜇𝑔1𝜇𝑔

𝜇𝑔1

La viscosidad de los gases naturales “reales”, se obtiene a través de correlaciones y se verá posteriormente.

Un yacimiento de gas-condensado, tiene la particularidad de producir líquido a condiciones de superficie (separador), debido a la condensación de líquidos conforme el gas se mueve desde el yacimiento hasta la superficie modificando su condición de equilibrio por cambios en la presión y temperatura.

La pérdida de componentes pesados (condensados), hace que la composición del “gas de superficie” sea diferente a la composición del “gas de yacimiento”.

Para definir la composición del fluido del yacimiento, es necesario realizar una recombinación de corrientes de los fluidos obtenidos en superficie.

Propiedades de los gases húmedos

Dos casos de análisis son factibles:

o Composición de las corrientes conocidas,

o Composición de las corrientes parcialmente conocidas.

En el primer caso, depende del número de etapas de separación y se requiere de un balance de materia, para ello es necesario utilizar flujos másicos o molares en vez de flujo volumétrico. Las opciones a analizar son:

1. Separación en dos etapas.

2. Separación en una etapa.

Recombinación de corrientes

Conservación de la materia.

𝐸𝑛𝑡𝑟𝑎 = 𝑆𝑎𝑙𝑒 + 𝐴𝑐𝑢𝑚𝑢𝑙𝑎

Balance de materia total: 𝑛 = 𝑛𝑔𝑠𝑝 + 𝑛𝑔𝑠𝑡 + 𝑛𝑙𝑠𝑡

Balance de materia por componentes: 𝑛𝑧𝑖 = 𝑛𝑔𝑠𝑝𝑦𝑠𝑝𝑖 + 𝑛𝑔𝑠𝑡𝑦𝑠𝑡𝑖 + 𝑛𝑙𝑠𝑡𝑥𝑠𝑡𝑖

Caso 1. Separación en dos etapas.

Para obtener el flujo en unidades másicas, es necesario convertir larelación gas de producción de unidades volumétricas a unidades másicas.

𝑓𝑡3

𝐵𝐵𝐿

𝑚𝑜𝑙𝑔

𝑚𝑜𝑙𝑙

Ejemplo:

Un pozo produce gas húmedo y se mide en superficie a 30º psia y 73°F, el líquido se almacena a condiciones atmosféricas a 76°C. Si la producción en el separador es de 69551 ft3/BBL y en el tanque se ventean 366 ft3/BBL, obtener la composición del gas del yacimiento. La gravedad API del fluido residual es de 55.9.

Datos:

Solución.1. Calcular el peso molecular aparente y la densidad del líquido residual en el

tanque de almacenamiento.

2. Convertir la producción Rsp y Rst a unidades molares.

3. Obtener la cantidad de moles de cada componente en la corriente de gas del separador, en el tanque de almacenamiento y en el líquido residual.

Para realizar este análisis se requiere conocer además de la composición del gas y del líquido del separador, la relación de producción gas-aceite.

Ejemplo 2.

Utilizar las mismas condiciones del separador del problema anterior, 𝑝 =

300 𝑝𝑠𝑖𝑎 y 𝑇 = 73°𝐹, con una 𝑅𝑠𝑝 = 69551𝑓𝑡3

𝐵𝐵𝐿. Se conoce también el

factor de encogimiento a condiciones del separador es:

𝑅_𝑣𝑜𝑙 = 1.16 𝑏𝑏𝑙_𝑠𝑝/𝐵𝐵𝐿

Caso 2. Separación en una etapa.

Solución.1. Calcular la relación de producción gas-aceite a condiciones del separador,

utilizar el factor de encogimiento.

2. Calcular el peso molecular aparente y la densidad del líquido a las condiciones del separador.

3. Calcular la densidad del líquido a condiciones del separador.

4. Convertir la relación de producción gas-aceite en relación molar.

5. Calcular la composición del gas del yacimiento.

1. Cálculo de la densidad del líquido a condiciones estándar (Método de Standing-Katz).

𝜌𝐿 = ρLSC + ∆𝜌𝑃 + ∆𝜌𝑇∆𝜌𝑝 = 10

−3 0.167 + 16.181𝑥10𝐴 𝑝 − 10−8 0.299 + 263𝑥10𝐵 𝑝2

∆𝜌𝑇

= 0.0133 + 152.4 𝜌𝐿𝑠𝑐 + ∆𝜌𝑝−2.45

𝑇 − 60 − (8.1𝑥10−6 − 0.0622

∗ 10−0.764 𝜌𝐿𝑠𝑐 + ∆𝜌𝑝 𝑇 − 60 2

Ejemplo 2

𝐴 = −0.0425𝜌𝐿𝑠𝑐 𝐵 = −0.0603𝜌𝐿𝑠𝑐

𝜌𝐿𝑠𝑐 = 𝜌2 1 − 0.012𝑤1 − 0.000158𝑤12 + 0.0133𝑤1 + 0.00058𝑤1

2

𝜌2 = 𝜌3 1 − 0.01386𝑤2 − 0.00082𝑤22 + 0.0379𝑤2 + 0.0042𝑤2

2

𝑤1 =100 𝑥1𝑀1 𝑖=1𝑛 𝑥𝑖𝑀𝑖

𝑤1 =100 𝑥2𝑀2 𝑖=2𝑛 𝑥𝑖𝑀𝑖

𝜌3 = 𝑖=3𝑛 𝑥𝑖𝑀𝑖

𝑖=3𝑛 𝑥𝑖𝑀𝑖

𝜌𝑖

Densidad del líquido a p y T

Se requiere conocer la gravedad específica del gas.

Existen dos métodos para calcular la densidad relativa del gas a partir de datos de producción.

1. Las propiedades y cantidades de todas las corrientes de gas en superficie se conocen.

2. Solo se conocen las propiedades del gas del separador principal.

Recombinación de fluidos en superficie, composición desconocida

La relación gas aceite de producción esta dado por:

𝑅 = 𝑅𝑠𝑝 + 𝑅𝑠𝑡

La densidad relativa del gas, es un promedio ponderado de la gravedad específica del gas del separador y del tanque de almacenamiento.

𝜸𝒈 =𝑹𝒔𝒑𝜸𝒔𝒔𝒑 + 𝑹𝒔𝒕𝜸𝒈𝒔𝒕

𝑹𝒔𝒑 + 𝑹𝒔𝒕

Recombinación de fluidos en superficie, composición desconocida

Caso 1.

Base: 1 BBL @ ST Un barril a condiciones del tanque de almacenamiento (Stock Tank).


Propiedades del aceite negro


Propiedades del agua de formación


Correlaciones para aceite negro


Correlaciones numéricas PVT

../Propiedades de los fluidos.docx

../Correlaciones para aceite negro.docx

El análisis PVT composicional (presión, volumen, temperatura y composición), permiteobtener información del comportamiento volumétrico y de los cambios composicionalesde una muestra representativa de los fluidos hidrocarburos.

Estos fluidos se ven alterados por cambios de presión y temperatura dentro delyacimiento y en su traslado a la superficie. Para conocer las condiciones que estosfluidos mantienen en el yacimiento y su comportamiento durante la explotación, serequiere de un análisis volumétrico y composicional. En el laboratorio, a través de unanálisis PVT composicional, es posible simular experimentalmente los cambios en lascondiciones de explotación del yacimiento y la forma en que afectan a los fluidos.

Los estudios PVT se clasifican de la siguiente forma: Análisis PVT Composicional de Aceite Negro

Análisis PVT Composicional de Aceite Volátil

Análisis PVT Composicional de Gas y Condensado

Análisis PVT Composicional de Gas Húmedo

Análisis PVT Composicional de Gas Seco

Análisis PVT Composicional de Aceite Negro Pesado (Crudo extrapesado)

Pruebas PVT

Los aceites negros también son llamados aceites de bajo encogimiento, debidoa que su comportamiento volumétrico no sufre cambios significativos alefectuar variaciones en las condiciones de presión y temperatura. Esto se debea la poca concentración de componentes intermedios en la mezcla.

A través del Análisis PVT Composicional de Aceite Negro se pueden conocercon precisión los volúmenes de las fases y su composición a diferentescondiciones de presión y temperatura. El objetivo del análisis es el de simular,en el laboratorio, el comportamiento termodinámico de los hidrocarburos debajo encogimiento.

El Análisis PVT Composicional de Aceite Negro está integrado por las siguientes pruebas:

Composición del Fluido Original. Determinación de la Envolvente de Fases. Separación a Masa Constante. Separación Diferencial. Separación en Etapas. Determinación de la viscosidad del aceite residual a diferentes temperaturas.

Pruebas PVT

Análisis PVT Composicional de Aceite Negro.

La composición del fluido original del yacimiento se realiza con la finalidadde conocer los componentes hidrocarburos y no hidrocarburos (N2, H2S yCO2) que integran la mezcla. Por lo que generalmente, la composición dela muestra se divide en una fracción ligera y una pesada. La fracciónpesada está integrada por todos aquellos componentes a los cuales no seles puede determinar, experimentalmente, su peso molecular y sudensidad. La fracción ligera se compone de los gases no hidrocarburos y loscomponentes hidrocarburos previos a la fracción pesada.

El resultado de la prueba se encuentra integrado por lo siguiente:

La composición del fluido en %mol y %peso. El número de componentes quese reporta depende de los requerimientos del cliente.

La densidad experimental de la fracción pesada.

El peso molecular experimental de la fracción pesada.


Composición del Fluido Original.

El diagrama de comportamiento de fases se representa en una gráfica detemperatura contra presión y se encuentra integrado por: la curva depuntos de burbuja y la curva de puntos de rocío, unidas en el punto crítico.Para el caso de los aceites negros siempre se determinan puntos deburbuja. En esta prueba la muestra es llevada desde la temperaturaambiente hasta la temperatura de prueba, normalmente, la temperatura ala que se encuentra el fluido en el yacimiento (Ty). El rango detemperaturas se divide al menos en 4 intervalos, en cada uno de los cualesse determina la presión de saturación de la muestra.

Información proporcionada por la prueba:

Puntos de burbuja a diferentes temperaturas.


Determinación de la Envolvente de Fases.

Se le llama separación a masa constante, porque en ningún momento de laprueba existe intercambio de materia con el exterior, es decir, no se inyecta nise extrae ningún fluido. En esta prueba se determina el comportamientovolumétrico del fluido al efectuar cambios de presión, siempre manteniendoconstante la temperatura (Ty) en el equipo PVT.

Los cambios de presión en la prueba se realizan desde la presión de traspasohasta la presión de saturación a la temperatura Ty, para la evaluación de laregión bajo-saturada. En la zona de dos fases se efectúan decrementospequeños de presión hasta donde las condiciones del equipo permitanidentificar y cuantificar el volumen del líquido y del gas.

Los parámetros volumétricos que se determinan en la prueba son: Volumen relativo. Factor de volumen del aceite en la región de bajo-saturación. Densidad del aceite en la región de bajo-saturación. Compresibilidad del aceite en la región de bajo-saturación. Coeficiente de expansión térmica del fluido original.


Separación a Masa Constante

En la separación diferencial se realiza la disociación del fluido, endos fases, a través de pequeños cambios en la presión delsistema. Durante la prueba, la temperatura del sistema semantiene constante (Ty), mientras no se alcancen lascondiciones de presión y temperatura que pudieran generar unproceso de destilación de los componentes de la mezcla dehidrocarburos. En ese punto se debe reducir la temperatura de lacelda y continuar la prueba hasta la presión atmosférica. Existendos versiones de la separación diferencial, cuya diferencia radicaen la cantidad de gas extraído en cada etapa de la separación.


Separación Diferencial

La Separación Diferencial Convencional (SDC) se caracteriza por laextracción total de la fase gaseosa, generada al reducir la presión delsistema. En esta prueba, al disminuir la presión se forma una fase gaseosay su extracción debe realizarse hasta que se alcance el equilibrio con la faselíquida que lo complementa. El gas extraído es cuantificado ycaracterizado, y se mide el volumen del líquido remanente en el equipo, encada etapa de la separación. Al finalizar la prueba, se determina ladensidad y la viscosidad del líquido residual.

Los resultados de la prueba, en cada etapa de la separación, a condiciones de yacimiento son:

Relación gas disuelto aceite. Factor de volumen del aceite. Factor de volumen del gas. Factor de volumen de la fase mixta. Densidad del aceite saturado. Producción acumulada de gas. Densidad relativa del gas producido.

Separación diferencial

Separación diferencial convencional

Factor de desviación “Z” del gas producido. Densidad del gas producido. Viscosidad del aceite. Composición de gas extraído. Caracterización del gas.

Además de las determinaciones puntuales de:

Densidad del aceite residual. Viscosidad del aceite residual. Coeficiente de expansión térmica del aceite residual.


En la Separación Diferencial a Volumen Constante (SDVC) se extrae solamente una porción delgas generado por el decremento de presión. El volumen del fluido dentro de la celda siemprese mantiene constante, y corresponde al volumen del fluido original en el punto de burbuja.Como resultado del cambio de presión se generan dos fases, y sólo se extrae el exceso de gasproducido, una vez que se ha alcanzado el equilibrio. El gas extraído es cuantificado ycaracterizado, y se miden los volúmenes de líquido y gas remanentes en el equipo, en cadaetapa de la separación. Al finalizar la prueba, se determina la densidad y la viscosidad dellíquido residual.

Los resultados de la prueba, en cada etapa de la separación, a condiciones de yacimiento son :

Relación gas disuelto aceite.

Factor de volumen del aceite.

Factor de volumen del gas.

Factor de volumen de la fase mixta.

Volumen de líquido relativo.

Densidad del aceite saturado.

Separación diferencial

Separación Diferencial a Volumen Constante

Producción acumulada de gas.

Densidad relativa del gas producido.

Factor de desviación “Z” del gas producido.

Densidad del gas producido.

Viscosidad del aceite.

Composición de gas extraído.

Caracterización del gas extraído. (Anexo D)

Además de las determinaciones puntuales de:

Densidad del aceite residual.

Viscosidad del aceite residual.

Coeficiente de expansión térmica del aceite residual.


La Separación en Etapas (SE), también llamada Tren de Separación, se realiza para conocer elcomportamiento que exhibirán los fluidos del yacimiento en las instalaciones superficiales deproducción. En cada etapa, de la simulación experimental, se modifican las condiciones depresión y temperatura, de acuerdo a los requerimientos del cliente. Las condiciones en laúltima etapa de la separación, corresponden a las condiciones que prevalecen en el tanque dealmacenamiento, presión atmosférica y temperatura ambiente.

En esta prueba, una vez alcanzado el equilibrio a las condiciones establecidas en cada etapade la separación, se extrae todo el gas producido. Este gas es cuantificado y caracterizado, y semide el volumen de líquido en el equipo. Al finalizar la prueba, se determina la densidad dellíquido residual.

La información experimental obtenida puntualmente, en cada etapa de la separación, es lasiguiente: Relación gas aceite. Factor de encogimiento del líquido. Densidad relativa del gas separado. Gas producido en cada etapa, en porcentaje del total. Densidad del líquido saturado. Composición del gas extraído. Caracterización del gas extraído.

Además de: Densidad del aceite residual. Coeficiente de expansión térmica del aceite residual.


Separación en Etapas.

Esta prueba se realiza con la finalidad de conocer el comportamiento queexhibe el aceite residual con respecto al cambio de temperatura. Se utiliza,por lo general, un viscosímetro del tipo “Saybolt”, cuya máximatemperatura de trabajo es de 50°C. Como resultados del análisis sepresentan los registros de viscosidades a sus respectivas temperaturas.


Determinación de la viscosidad del aceite residual a diferentes temperaturas.

Los aceites volátiles también son llamados aceites de alto encogimiento, debido a quesu comportamiento volumétrico sufre cambios significativos al efectuarse variaciones enlas condiciones de presión y temperatura. Esto se debe a la gran concentración decomponentes ligeros e intermedios en la mezcla. A través del Análisis PVTComposicional de Aceite Ligero se pueden conocer con precisión los volúmenes de lasfases y su composición, a diferentes condiciones de presión y temperatura. El objetivodel análisis es el de simular, en el laboratorio, el comportamiento termodinámico de loshidrocarburos de alto encogimiento.

El Análisis PVT Composicional de Aceite Volátil está integrado por las siguientes pruebas: Composición del Fluido Original. Determinación de la Envolvente de Fases. Separación a Masa Constante. Separación Diferencial a volumen constante. Separación en Etapas. Determinación de la viscosidad del aceite residual a diferentes temperaturas.

Como puede observarse, estas etapas del análisis son similares a las realizadas en el caso de los aceites negros. La diferencia radica en que para los aceites volátiles sólo es recomendable efectuar, como prueba de separación, la Separación Diferencial a Volumen Constante y nunca la Separación Diferencial Convencional.

Pruebas PVT

Análisis PVT Composicional de Aceite Volátil

El Análisis PVT Composicional de Gas y Condensado se efectúa sobre unamuestra reconstituida en el laboratorio. Las muestras de gas y líquido sonrecolectadas en el separador del campo, y recombinadas tomando como basela relación gas-aceite medida durante el muestreo. A través de esta prueba sepueden conocer, con precisión, los volúmenes de las fases y su composición, adiferentes condiciones de presión y temperatura. El objetivo del análisis es elde simular, en el laboratorio, el comportamiento termodinámico de los fluidoshidrocarburos de Gas y Condensado.

El Análisis PVT Composicional de Gas y Condensado está integrado por lassiguientes pruebas:

Análisis Composicional de la Muestra de Gas. Análisis Composicional de la Muestra de Líquido. Recombinado de Fluidos. Determinación de la Envolvente de Fases. Separación a Masa Constante. Separación Diferencial a Volumen Constante.

Pruebas PVT

Análisis PVT Composicional de Gas y Condensado.

La composición de la muestra de gas se determina con la finalidad deconocer los componentes hidrocarburos y no hidrocarburos (N2, H2S yCO2) que integran la mezcla. Cuando se observe una alta concentración decomponentes licuables, es recomendable determinar la composición delgas por el método de destilación, y no sólo por el método de cromatografíade gases, con la finalidad de evitar errores en la cuantificación de loscomponentes.

Los resultados de la prueba son los siguientes:

La composición del gas en %mol y %peso.

La densidad experimental de la fracción C7’s+.

Caracterización del gas.


Análisis Composicional de la Muestra de Gas.

La composición de la muestra de líquido se determina con la finalidad de conocer los componentes hidrocarburos y no hidrocarburos (N2, H2S y CO2) que integran la mezcla.


La composición del líquido en %mol y %peso.

La densidad experimental de la fracción C7’s+.

El peso molecular experimental de la fracción C7’s+.

En el caso de presentarse interés por el contenido de asfaltenos en la muestra, se recomienda que al análisis composicional del líquido se continúe hasta una definición del componente C50’s+


Análisis Composicional de la Muestra de Líquido.

La muestra de gas y la de aceite son mezcladas de acuerdo a la proporciónque se registró en el campo. Cuando se recombinan los fluidos, deben dereproducirse en el laboratorio las condiciones de presión y temperatura delseparador y la relación gas-aceite correspondiente a esas condiciones.

El resultado de la prueba es la composición integral de los fluidos recombinados.

La composición del fluido original en %mol y %peso.

La densidad de la fracción C7’s+.

El peso molecular de la fracción C7’s+.


Recombinado de Fluidos.

El diagrama de comportamiento de fases se representa en una gráfica detemperatura contra presión y se encuentra integrado por: la curva depuntos de rocío y la curva de puntos de burbuja, unidas en el punto crítico.Para el caso de gas y condensados siempre se determinan puntos de rocíoa la temperatura del yacimiento. En esta prueba, la muestra es llevadadesde la temperatura ambiente hasta la temperatura de prueba,normalmente, la temperatura a la que se encuentra el fluido en elyacimiento (Ty). El rango de temperaturas se divide al menos en 4intervalos, en cada uno de los cuales se determina la presión de saturaciónde la muestra.

Información proporcionada por la prueba:

o Presiones de saturación a diferentes temperaturas.




Los cambios de presión en la prueba se realizan desde la presión de traspasohasta la presión de saturación a la temperatura (Ty), para la evaluación de laregión bajo-saturada. En la zona de dos fases se efectúan decrementospequeños de presión hasta donde las condiciones del equipo permitanidentificar y cuantificar el volumen del gas y del condensado.

Los parámetros volumétricos que se determinan en la prueba son: Volumen relativo. Factor de desviación “Z”. Factor de volumen del gas. Densidad del gas. Compresibilidad del gas bajosaturado Coeficiente de expansión térmica de la muestra original.


Separación a Masa Constante.

En la Separación Diferencial a Volumen Constante (SDVC) se extrae solamente una porción delgas. El volumen del fluido dentro de la celda siempre se mantiene constante, y corresponde alvolumen del fluido original en el punto de rocío. Como resultado del cambio de presión segeneran dos fases, y se extrae el gas hasta el volumen de referencia, una vez que se haalcanzado el equilibrio. El gas extraído es cuantificado y caracterizado, y se miden losvolúmenes de condensado y de gas remanentes en el equipo, en cada etapa de la separación.Al finalizar la prueba, de ser posible, se determina la densidad y la viscosidad del condensadoresidual.

Los resultados de la prueba, en cada etapa de la separación, a condiciones de yacimiento son: Volumen de condensado retrógrado. Producción acumulada de gas. Factor de desviación “Z”. Factor de volumen del gas. Densidad del gas producido. Densidad relativa del gas producido. Viscosidad del gas producido. Composición del gas extraído. Caracterización del gas extraído.

Además de: Densidad del condensado residual. Coeficiente de expansión térmica del condensado residual.



El Análisis PVT Composicional de Gas Húmedo es muy similar al realizadopara el fluido de Gas y Condensado. La diferencia entre ellos, es la ausenciade condensado al finalizar la prueba. Las muestras de gas son recolectadasen el separador del campo. A través de esta prueba se pueden conocer,con precisión, los volúmenes de las fases y su composición, a diferentescondiciones de presión y temperatura. El objetivo del análisis es el desimular, en el laboratorio, el comportamiento termodinámico de los fluidoshidrocarburos de Gas Húmedo.

El Análisis PVT Composicional de Gas Húmedo está integrado por lassiguientes pruebas:




Separación Diferencial a Volumen Constante.

Pruebas PVT

Análisis PVT Composicional de Gas Húmedo.

La composición de la muestra de gas se determina con la finalidad de conocer loscomponentes hidrocarburos y no hidrocarburos (N2, H2S y CO2) que integran la mezcla.

Los resultados de la prueba son los siguientes: La composición del gas en %mol y %peso.



El diagrama de comportamiento de fases se representa en una gráfica de temperaturacontra presión y se encuentra integrado por: la curva de puntos de rocío y la curva depuntos de burbuja, unidas en el punto crítico. Para el caso de gas húmedo siempre sedeterminan puntos de rocío a la temperatura del yacimiento. En esta prueba la muestraes llevada desde la temperatura ambiente hasta la temperatura de prueba,normalmente, la temperatura a la que se encuentra el fluido en el yacimiento (Ty). Elrango de temperaturas se divide al menos en 4 intervalos, en cada uno de los cuales sedetermina la presión de saturación de la muestra.

Información proporcionada por la prueba: Presiones de saturación a diferentes temperaturas.

Análisis PVT Composicional de Gas Húmedo.



Los cambios de presión en la prueba se realizan desde la presión de traspasohasta la presión de saturación a la temperatura (Ty), para la evaluación de laregión bajo-saturada. En la zona de dos fases se efectúan decrementospequeños de presión hasta donde las condiciones del equipo permitanidentificar y cuantificar el volumen del gas y del condensado.

Los parámetros volumétricos que se determinan en la prueba son: Volumen relativo. Factor de desviación “Z”. Factor de volumen del gas. Densidad del gas. Compresibilidad del gas bajosaturado Coeficiente de expansión térmica de la muestra original.


En la Separación Diferencial a Volumen Constante (SDVC) se extrae solamente unaporción del gas. El volumen del fluido dentro de la celda siempre se mantiene constante,y corresponde al volumen del fluido original en el punto de rocío. Como resultado delcambio de presión se generan dos fases, y se extrae el gas hasta el volumen dereferencia, una vez que se ha alcanzado el equilibrio. El gas extraído es cuantificado ycaracterizado, y se miden los volúmenes de condensado y de gas remanentes en elequipo, en cada etapa de la separación.

Los resultados de la prueba, en cada etapa de la separación, a condiciones de yacimiento son: Volumen de condensado retrógrado.

Producción acumulada de gas.

Factor de desviación “Z”.


Densidad del gas producido.

Densidad relativa del gas producido.

Viscosidad del gas producido.

Composición del gas extraído.

Caracterización del gas extraído.


El Análisis PVT Composicional de Gas Seco es muy similar al realizado parael fluido de Gas Húmedo. La diferencia entre ellos, es la ausencia decondensado en toda la prueba. Las muestras de gas son recolectadas en elseparador del campo. A través de esta prueba se pueden conocer, conprecisión, los volúmenes de gas y su composición, a diferentes condicionesde presión y temperatura. El objetivo del análisis es el de simular, en ellaboratorio, el comportamiento termodinámico de los fluidoshidrocarburos de Gas Seco.

El Análisis PVT Composicional de Gas Seco está integrado por las siguientes pruebas:



Pruebas PVT


La composición de la muestra de gas se determina con la finalidad deconocer los componentes hidrocarburos y no hidrocarburos (N2, H2S yCO2) que integran la mezcla.


La composición del gas en %mol y %peso.



Análisis Composicional de la Muestra de Gas

Se le llama separación a masa constante, porque en ningún momento de laprueba existe intercambio de materia con el exterior, es decir, no se inyectani se extrae ningún fluido. En esta prueba se determina el comportamientovolumétrico del fluido al efectuar cambios de presión, siempremanteniendo constante la temperatura (Ty) en el equipo PVT.

Los cambios de presión en la prueba se realizan desde la presión de traspaso hasta la presión atmosférica a la temperatura (Ty). Los parámetros volumétricos que se determinan en la prueba son:

Volumen relativo.

Factor de desviación “Z”.


Densidad del gas.

Compresibilidad del gas.

Coeficiente de expansión térmica de la muestra original.



Los aceites negros pesados o crudos extrapesados, también son llamados aceites demuy bajo encogimiento. La característica de este tipo de crudos es que sucomportamiento volumétrico no sufre cambios significativos al efectuarse variacionesen sus condiciones de presión y temperatura. Esto se debe a la poca concentración decomponentes intermedios en la mezcla.

Se propone que el Análisis PVT Composicional del Aceite Negro Pesado se realice como lo descrito en el numeral 1 de este apartado. Sin embargo, debido a la falta de investigación en este tipo de crudos, se desconoce si las técnicas y los equipos especializados con los que se cuentan en la actualidad son los adecuados para su análisis.

Las pruebas que integran el análisis PVT Composicional de Aceite Negro Pesado tienen ciertas características especiales como son: Prolongado tiempo de estabilización de las fases. Bajas presiones de saturación. Poco contenido de gas en solución. Viscosidades muy elevadas. Densidades cercanas a 1.0 g/cm3. Mayor tiempo requerido para el análisis composicional.

Pruebas PVT

Análisis PVT Composicional de Aceite Negro Pesado (Crudo Extrapesado).

Debido a la naturaleza de este tipo de crudos, será necesaria la realizaciónde análisis complementarios que coadyuven a comprender sucomportamiento. Esto análisis son:

Análisis “SARA” para la determinación de compuestos saturados, aromáticos, resinas y asfaltenos.

La determinación del punto de escurrimiento (parafinas)

La determinación del contenido de agua en emulsión.

La determinación de la salinidad del agua en emulsión.

Espectroscopia de absorción atómica para la determinación de metales

Análisis PVT Composicional de Aceite Negro Pesado (Crudo Extrapesado).

3. propiedades de los fluidos de yacimiento

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