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Caracterización Física de los Yacimientos

Copyright CIED - Código Curso 325006II - 1

Muestras y Pruebas PVT

CAPÍTULO 2



Análisis PVT

• Pruebas de laboratorio de los fluidos de un yacimiento petrolífero, para determinar propiedades y su variación con presión. La muestra debe ser representativa del fluido original en el yacimiento.

• Deben simular el proceso de liberación gas - petróleo desde el yacimiento hasta los separadores.

• Dos tipos de liberación ocurren:

* DIFERENCIAL.

* INSTANTANEA



Proceso de Liberación Diferencial5

P E TR Ó LE O

p 1 p 2 p 2 p 2 p 3 p 3

Vt1

Vt3

Vo 3Vo 2

Vo 2

Vt2

P E TR Ó LE O

P E TR Ó LE O

P E TR Ó LE O

P E TR Ó LE O

> >

G ASG AS

G AS



Variación Presión-Volumen durante la liberación diferencial

P3 P2 Pb Pi PRESIÓN

PUNTO DE BURBUJEO

Vo3

Vo2

Vt2Vt3

VO

LUM

EN Vb

Vi



Proceso de liberación instantánea5

PETR Ó LEO

p 1 p 2 p =p3 b p 4 p 5 p 6

V 1

V 5

V 6

V 4

V 2 V 3PETRÓ LEO

PETRÓ LEO

PETR Ó LEO

PETR Ó LEO

PETRÓ LEO

> > >>

GAS GASGAS



Variación Presión-Volumen durante la liberación instantánea5

p6

V6

V5

V4

V3

V2 V1

p3 p2 p1 PRESIÓN

PUNTO DE BURBUJEO

VO

LU

ME

N T

OTA

L



Liberación de Gas en el Yacimiento

• Depende de la saturación de gas libre Sg en la zona de petróleo.

• Sg Sgc Kg = 0. El gas no se mueve.• - Liberación TIPO INSTANTANEA• - Ocurre al comienzo de la vida productiva o si

hay acuífero muy activo• Sg > Sgc Kg > 0 el gas libre se mueve.

o

o

g

g KK



Liberación de Gas en el Yacimiento

• Fase gaseosa se mueve hacia el pozo a tasa de flujo mayor que la líquida.

• Composición total del sistema cambia en un volumen de control dado.

• Liberación TIPO DIFERENCIAL.• Ocurre cuando la presión del yacimiento cae por debajo del Pb

RGP > Rs.

La liberación de gas en el yacimiento se considera intermedia entre diferencial e instantánea aunque se acerca más a diferencial, debido a la elevada caída de presión en la cercanía a los pozos.



Liberación de Gas en la Superficie

• Gas y líquido se mantienen en contacto en:

* Tuberías de Producción.

* Líneas de Flujo.

* Separadores.• No hay cambio de la composición total del sistema.• Hay agitación permanente.• Hay equilibrio entre las fases.• Liberación TIPO INSTANTANEA.• Si hay varios separadores, se acerca a

DIFERENCIAL.



Tiempo para Tomar las Muestras para Garantizar Representatividad del Fluido Original del Yacimiento.

• Apenas comienza la producción.

- p pb.

- Si p < pb puede ocurrir:

- Sg Sgc RGP < Rsi• La muestra tiene en solución menos gas que el original.• Presión de burbujeo medida, menor que la presión de burbujeo

verdadera y menor que la presión inicial del yacimiento.

- Sg > Sgc• La muestra puede tener exceso de gas.• Presión de burbujeo obtenida mayor que la presión actual del

yacimiento, eventualmente mayor que la presión original.



Número de Muestras

• Yacimientos Pequeños (una muestra representativa).• Yacimientos grandes y / o muy heterogéneos:

- Se requieren muestras de diferentes pozos.

- Variaciones de la composición de la mezcla vertical y arealmente.

• Yacimientos de gran espesor:

- Propiedades del petróleo pueden variar grandemente con profundidad.

- Requiere técnicas especiales para tomar muestras representativas de un intervalo dado.



Escogencia del Pozo para Muestreo

• Pozo nuevo con alto índice de productividad.

- Evitar:

a) Pozos con daño.

b) Estimular antes del muestreo.• No debe producir agua. Si no hay manera de evitarlo:

a) Muestrear sólo la columna de petróleo con

el pozo cerrado o se toma las muestras en

superficie en un separador trifásico.• Producción estabilizada (sin o poco cabeceo)• La RGP y API del pozo de prueba deben ser representativos de varios

pozos.• Evitar muestreos de pozos cercanos a los contactos GP o AP. De ser

imposible, escoger pozo de gran espesor en la columna de petróleo.



Acondicionamiento del pozo para Muestreo

• Reemplazar crudo alterado (no representativo) del pozo y sus zonas adyacentes con crudo representativo del original del yacimiento.

• Factor más importante es estabilización.

- Presiones de cabezal y fondo estables.

- Tasas de producción de gas y petróleo estables.

• Se logra reduciendo las tasas de producción (Gas y Petróleo).



Recomendaciones API para acondicionar el pozo para muestreo

• Colocar en observación el pozo durante 24 horas para medir ql, qg, RGP y pwf.

• Si las tasas son estables, reducir ql en 30 a 50 % y se espera que RGP se estabilice.

• Se continua reduciendo ql hasta obtener bajas tasas de flujo estabilizadas (sin cabeceo).



Efectos de Reducción de ql sobre RGP

• RGP PERMANECE ESTABLE

- Crudo subsaturado.

- Pozo está acondicionado para el muestreo

py > pwf > pb

• RGP DISMINUYE.

- Hay liberación de gas cerca del pozo, pero no hay

movilidad (Sg< Sgc).

- Crudo en el yacimiento puede estar:

... Ligeramente subsaturado py> pb > pwf

…Saturado con py= pb > pwf• - RGP < Rsi y hay que reducir ql para disolver el gas libre en el

crudo.



Distribución de presión en un yacimiento saturado bajo diferentes tasas de producción

RADIO DEDRENAJE

q1>q2

Pb=Py

q1

q2

Pwf2

Pwf1



Distribución de presión en un yacimientosub-saturado bajo diferentes tasas de producción

R AD IO D ED R EN AJE

q1>q2

Py

q1

q2

Pw f2

Pw f1

Pb



Efectos de Reducción de ql sobre RGP (cont)

• RGP AUMENTA:

- Hay flujo simultáneo de gas y petróleo en la

formación. (Sg>Sgc)

- Dependiendo de la py se puede dar.

.... py = pb > pwf pozo se debe acondicionar

como el caso anterior.

.... pb > py > pwf las condiciones iniciales no

se logran acondicionando el pozo. No se

pueden obtener muestras representativas del

fluido original.



Tipos de Muestreos

• Muestras de Fondo.

• Muestras de Separador (Recombinadas)

• Muestras de Cabezal.



Muestras de Fondo

• Herramientas:

- Muestreador de 6´de longitud y 1 - 1/2’’de diámetro.

- Cámara de 600 - 700 cc.

- Permite acumular muestras de petróleo y gas en

solución, a p y T del punto de muestreo.• Número de Muestras:

- Mínimo 3.

- Medir pb en el campo.

- Aceptar si la diferencia de pb es de 20 - 30 lpc.

- Caso contrario la herramienta está funcionando mal

o el pozo no ha sido bien acondicionado.



Muestras de Fondo (Cont.)

• Procedimiento:

- Estabilizar el pozo.

- Crudo saturado:

- Cerrar el pozo de uno a ocho días.

- Tomar muestras con pozo cerrado.

- Crudo subsaturado:

- Tomar muestras con pozo fluyendo.

• Profundidad:

- Sitio más profundo por donde pase el fluido de la

formación.

- Presión no inferior a la presión estática del yacimiento

(presión estimada de la saturación).



Ventajas y Desventajas del Muestreo de Fondo

VENTAJAS DESVENTAJAS

•No requiere de medición de tasas de flujo

• Excelente para crudos subsaturados.

•No toma muestras representativascuando Pwf < Pb.• No se recomienda cuando el pozo tieneuna columna grande de agua.•No sirve para yacimientos de gas condensado.•Pueden ocurrir fugas de gas o líquidodurante la sacada de la muestra asuperficie.•Volumen de muestra pequeño.•Muestreador costoso y posibles problemas mecánicos.•Contaminación de la muestra con fluidosextraños.



Muestreo de Separador

• Procedimientos:

- Tomar muestras de petróleo y gas en el separador de alta.

- Al mismo tiempo y bajo las mismas condiciones de presión y temperatura.

- Diferencia en tiempo no mayor de una hora.

- Medir en forma precisa las tasas correspondientes.

- Recombinar las muestras según RGP medida.



Condiciones para el Muestreo de Separador Exitoso1) Producción estabilizada a bajas tasas de flujo.

- Mantener flujo estable en un lapso dado.

- No exceder 100 BPD por un mínimo de 24 Hrs.

2) Medición precisa de las tasas de flujo

- Medir tasa de flujo de gas en el separador de prueba.

- Medir tasa de líquido en el tanque.

- Corregir RGP por factor de encogimiento del crudo

al pasar del separador al tanque

RGPs PCN/B sep = (RGP PCN / BN) x S BN/B sep.

- S se mide en el campo o en el laboratorio.

- Recombinar con base a RGPs PCN/B sep.



Condiciones para el Muestreo de Separador Exitoso (Cont.)

3) Toma de muestras en la primera etapa del separador.

- Gas - CILINDRO EVACUADO.

- Líquido - DESPLAZAMIENTO.



Toma de muestra de gas en el separador

M U ESTRAD E G AS

SEPAR AD O R D EALTA PR ESIÓ N

BO M BA D E VAC ÍO



Toma de muestra de líquido en el separador

M U ESTR AD E LÍQ U ID O

BO M BA D E M ER C U R IO

BO M BA D E VAC ÍO

D ESAG U E



Ventajas y Desventajas del Muestreo de Separador


•Es válido para casi todos los tipos defluidos.•Recomendado para yacimientos degas condensado.•Menos costoso y riesgoso que el defondo•Permite tomar muestras de granvolumen. •Las muestras son de fácil manejo en ellaboratorio.

•Los resultados dependen de la exactitudcon que se mida la RGP.•Un error de 5% en las tasas de flujoproduce errores del orden de 150 lpc enpb.•Resultados erróneos cuando en elseparador se tiene problemas de espuma,separación ineficiente o nivel inadecuadode la interfase gas - líquido.



Muestreo de Cabezal

• Si se produce flujo monofásico a condiciones de cabezal.

• La muestra se hace fluir a un cilindro usando la técnica de desplazamiento.



Ventajas y Desventajas del Muestreo de Cabezal


• Se puede usar en yacimientossubsaturados de petróleo o gascondensado

•Es rápido y de bajo costo.

•No requiere de la medición de tasas deflujo..

•Es difícil tomar una muestrarepresentativa por la agitación de los fluidos.

•No se debe usar si hay flujo bifásicoen el cabezal.



Relación Gas - Petróleo en Solución, Rs

• Solubilidad del Gas Natural en el crudo.

• Pies cúbicos normales de gas en un barril normal de crudo (BN).

Rs = Volumen de Gas en Solución @ p y T, PCN

1 Barril de Petróleo @ 14,7/lpca y 60°F BN

• Factores que afectan Rs

- Presión p => Rs

- Temperatura T =>Rs

- Gravedad del crudo API => Rs

- Gravedad del Gas g => Rs

- Tipo de liberación Rs lib-DIF > Rs lib-INS.

Rs LIB . DIF Rs LIB.INS + 100 PCN/BN



Factor Volumétrico del Petróleo, Bo

• Volumen de barriles (a p y T de yacimiento) ocupado por un barril normal (a 14,7lpc y 60°) de petróleo más el gas en solución.

Bo = Barriles de crudo saturado con gas @ p y T, BY

1 barril de crudo @ 14,7lpc y 60°F BN

• Tiene en cuenta el efecto de la presión, temperatura y gas en solución sobre el volumen del crudo.

• Generalmente Bo > 1• Puede ser < 1 en crudos con muy poco gas en solución a altas

presiones y temperaturas moderadas.



Propiedades PVT

200 400 600 800

SATUR ADO

PRESIÓ N (LPC )

1000 1200 1400 1600 1800 2000 2200

0.10

0

1.15100

1.100

0.201.20200

0.301.25300

0.401.30400

0.501.35500

0.60

0.70

1.40

FAC

TO

R V

OLU

MÉ

TR

ICO

DE

L P

ET

RÓ

LEO

(B

Y/B

N)

600

1.45700



Esquema ilustrativo de los parámetros Rs y Bo

Rs PCN/BN

1 BN

G AS DE SO LUCIÓ N

B o

P

P

P i

P



Factor Volumétrico del Gas, Bg

• Relaciona el volumen del gas en el yacimiento (a p y T) al volumen de la misma masa de gas en superficie a 14,7 lpca y 60° F.

• Es un factor adimensional. Se expresa en BY/PCN o PCY/PCN.

• Toma valores muy pequeños por expansibilidad del gas.

Bg= 14,7 Zg T = 0,02829 Zg T PCY

520 p p PCN



Factor VolumétricoTotal o Bifásico, Bt

• Bt = Vol de crudo saturado + Vol de Gas libre @ p y T, BY

Vol de crudo @ 14,7 lpca y 60° F BN

• Bt = Bo + (Rsi - Rs) Bg• Bo => BY / BN• Bg => BY/PCN• Rsi - Rs => PCN / BN• Crudos Subsaturados

p>pb , Rsi = Rs y Bt = Bo

Crudos saturados

p < pb, Rsi >Rs

p => Bo y (Rsi - Rs) y Bg => Bt

p = Bt (expansión)



Viscosidad del Petróleo, o

• Crudo Subsaturado

p => o por expansión.

• Crudo Saturado

p = > o por reducción del gas es solución

En un yacimiento agotado, el crudo tiene una viscosidad mayor que la que tenía el crudo original.



Compresibilidad del Petróleo, Co

• Compresibilidad de una substancia es el cambio unitario de volumen con presión a temperatura constante.

• Co = Compresibilidad del petróleo, • Vo = Volumen.• p = Presión

T

O

OO P

VV

C

1

1lpc



Compresibilidad del Petróleo, Co (cont)

• Esta ecuación se convierte en:

• Crudo Subsaturado

T

o

OO pp

BB

BC

21

021

1

1

bpp 1)(2 bppp

obo BB 1 )(2 oboo BBB

)( ppB

BBC

boB

oboo

bbooBo ppppCBB )(1



Pruebas PVT de Laboratorio

• Incluye las siguientes pruebas:

Composición de la muestra del fluido del yacimiento

Expansión a composición constante (relación pV)

Liberación diferencial isotérmica

Separación instantánea (pruebas de separadores)

Variación de viscosidad de fluidos con presión



Composición del Fluido del Yacimiento

• Cromatografía.• Destilación.• Destilación simulada por cromatografía.• Espectrometría de masas.• Muestras gaseosas sólo cromatografía desde C1 hasta C11 . A

veces sólo hasta C6+ o C7+• Muestra de fondo o recombinada:

- Liberación instantánea en el laboratorio.

- Gas liberado se analiza separadamente del líquido remanente

- Recombinación para obtener composición de la muestra total.



Pruebas de Expansión a Composición Constante

• Liberación instantánea.

• Se realiza en celda de acero de volumen del orden de 1/2 litro, capaz de resistir altas presiones (> 10.000 lpc) y temperaturas (>350°F).

• Se obtienen las siguientes propiedades del crudo.

- Presión de Burbujeo, pb (cambio de pendiente de la

curva V vs p).

- Volumen relativo.- Volumen total del fluido en la celda a una

presión p, dividido por el volumen en el punto de burbujeo, Vb.

- Factor de Compresibilidad

- Función Y:

1b

b

VV

p

ppY



Variación del volumen relativo con presión. Prueba de expansión a composición constante

0.2 0.6

5000

4000

3000

2000

1000

01.0 1.4 1.8 2.2 2.6 3.0

Pb=2620 lpcmPR

ES

IÓN

lpc

m

V / Vb



Pruebas de Expansión a Composición Constante (Cont.) funcion Y (Cont.)

• Sistemas compuestos básicamente por hidrocarburos, muestran relación lineal de Y vs. p.

• Si hay presencia de no hidrocarburos (C02, agua) se aleja del comportamiento lineal.

• Si pb del informe es superior a la real, los valores de Y se alejan por encima de la recta.

• Si pb del informe es inferior a la real, los valores de Y se alejan por debajo de la recta.



Gráfico de la funciónY del análisis PVTdel apéndice A

5001.5

2.0

2.5

1000

Pb

1500 2000 2500

Y

P pca



Función “Y” de uncrudo con 40% de CO2

400

2.0

3.0

4.0

5.0

1.0500 600 700 800 900

PR ESIÓ N (lpca)

FU

NC

IÓN

Y



Ejemplo de la función “Y” cuando Pb ha sido sobrestimada

1000

8.0

6.0

4.0

2.0

0.02000 3000

PR ESIÓ N (lpca)

FU

NC

IÓN

Y



Ejemplo de la función “Y” cuando Pb ha sido bajo estimada

1000

2.0

2.2

1.8

1.6

1.4

1.22000 3000

PR ESIÓ N (lpca)

FU

NC

IÓN

Y

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