PRUEBAS DE LABORATORIOExisten siete (7) pruebas de laboratorio para caracterizar los cinco tipos de fluidosque se pueden encontrar en un yacimiento de hidrocarburos, algunas sonnecesarias o otras no, depende del tipo de fluido. Las pruebas son las siguientes:

- Expansin a composicin constante- Deplecin a volumen constante- Liberacin diferencial- Separadores- Viscosidad- Composicin- HinchamientoInvestigar por cada una est pruebas y completar la informacin del cuadroNo.3, en la cual se solicitada una breve descripcin de la prueba, para quetipo de fluido es realizada y que informacin es obtenida de la prueba PVT.

Expansin a composicin constante

La de expansin una composicion Constante luego de que el fluido es transferido isobaricamente y en una sola fase un sna celda PVT como la que se muestra en la foto procede un realizar la prueba de la expansin de una constante composicion, tambin conocida como CCE por sus siglas en ingles (Expansin Composicin Constante). En esta prueba Se puede determinar .la presion de saturacion del fuldo, dicha presion es el punto donde se empieza una formar dos fases dentro de la celda, y se definir como el punto donde se libera la primera burbuja de gas del fluido el fluido en la celda es llevado a la temperatura del yacimiento ya una alcaldesa presion a la del yacimiento, el diagrama esquemtico del proceso se muestra en la figura 23 cuando El fluido esta a una temperatura de yacimiento a la presin inicial del proceso, se mide el volumen que ocupa el fluido dentro de la celda.

Una vez se ha llenado el fluido a las condiciones iniciales y se ha medido el volumen que ocupa, se debe planear los niveles de presin a los cuales se llevara al sistema para proceder a correr la prueba.

Una vez planeadas las presiones a las cuales se va a llevar el sistema, se procede a disminuir la presin de la celda como se muestra en la figura 24, en cada nivel de presin se debe agitar el sistema para asegurarse que las fases estn en equilibrio. Para cada nivel de presin se debe registrar las lecturas de la bomba. Durante este proceso se debe observar atreves de la celda, con el fin de estar atentos a la formacin de las primeras burbujas de gas.Luego de haber registrado las lecturas de la bomba, se grafican estos valores contra las presiones de las que se realiz la prueba. Como Se Observa en la figura 25.

La determinacin del punto de burbuja en el anlisis de Black Oil Petrleo es relativamente sencillo, debido a la pendiente en La figura 25. Cambia bruscamente, el punto donde este cambio ocurre se encuentra el punto de burbuja. Muy Distinto Ocurre en el caso de Fluidos composicionales cercanos al punto crtico, Donde no se observa con claridad el cambio abrupto de pendiente. Mediante esta prueba se pueden medir las siguientes propiedades: La presin de Saturacin Volmenes Relativos Densidad de fluido Factor de compresibilidad

Deplecin a Volumen Constante Generalmente consiste en una serie de expansiones y desplazamiento a presin constante de la mezcla recombinada, de tal manera que en el volumen de gas ms lquido acumulado en la celda permanece constante al finalizarse cada desplazamiento.El gas retirado a presin constante es llevado a un laboratorio de anlisis donde se mide su volumen y se determina su composicin. Los factores de compresibilidad (Z) del gas retirado y de la mezcla bifsica (gas + liquido) remanentes en la celda y el volumen de lquido depositado en el fondo de a celda se deben determinar a cada presin. Este proceso es continuado hasta alcanzar la presin de abandono a ese momento se analizan las fases lquidas y gaseosa remanentes en la celda. Un balance molar permite comparar la composicin del fluido original en la calculada en base a los fluidos remanentes y producidos, lo cual a su vez permite observar si las medidas son exactas.La principal desventaja de este mtodo es lo pequeo de la muestra recombinada inicial, de tal manera que un error de medida en las muestras de gas y lquido introduce errores muy grandes en la extrapolacin de los resultados de laboratorio al campo.En la prueba de agotamiento a volumen constante se carga una celda de alta presin con un volumen conocido de muestra (gas condensado) representativa del yacimiento, este volumen se expande a un volumen mayor debido a la disminucin de presin a travs de un pistn que se encuentra debajo de la celda.Se espera a que se alcance el equilibrio entre la fase de gas y la fase de lquido retrgrado que se ha formado, y tambin para que el lquido drene hacia el fondo de la celda y solamente se produzcan hidrocarburos gaseosos desde el tope de la misma. Luego se remueve el gas manteniendo la presin (constante), hasta que el volumen actual de la celda ahora bifsico retorne al valor inicial. El volumen de gas producido es medido y su composicin determinada, de la misma manera se mide el lquido que permanece en la celda, y se calculan los factores de desviacin del gas Z para el gas producido y para los hidrocarburos de la celda. Se repite el ciclo, expansin a una presin ms baja, seguido por la remocin de una nueva cantidad de gas hasta alcanzar una presin seleccionada.

Figura 8. Prueba de expansin a volumen constantePrueba de Liberacin DiferencialEsta prueba se realiza a fluidos de yacimiento tipo Black oil y crudos pesados con esta prueba se busca simular el agotamiento del yacimiento por defectos de la produccion desde la presion de saturacion a la presion atmosferica cuando la saturacion de gas alcanza la saturacion critica, el gas liberado comienza a fluir, dejando atrs el aceite donde estaba contenido originalmente. Esto se atribuye al hecho de que los gases tienen en general movilidades mas altas que el aceite consecuentemente,este comportamiento se simula en la prueba diferencial. La prueba consiste en transferir las muestras a una celda PVT visual, y llevarla a la presin de burbuja y a temperatura de yacimiento. Se procede a crear una capa de gas en la celda disminuyendo la presion por debajo del punto de burbuja esquematicamente como se muestra en la figura 26

La presion es reducida por pasos o etapas, usualmente entre 10 a 15 niveles de presin, y todo el gas liberado es removido, producindolo a presin constante hacia un Pyc hasta que el nivel del liquido llegue al tope de la celda, evitando que este se produzca.Se debe notar que el aceite residual queda en la celda,sufre continuamente cambios en su composicion, convirtindose progresivamente mas rico en los componentes ms pesados. Este procedimiento continua hasta que se llegue a la presin atmosfrica donde se mide finalmente el volumen de aceite residual y se convierte a condiciones atmosfricas (T= 60 F). Habiendo medido volumen de aceite residual, se calculan los factores volumtricos de formacin Bod de los distintos niveles dividiendo el volumen medido en cada nivel entre el volumen de aceite residual Vsc Esta prueba permite determinar la variacin de los siguientes parmetros temperatura de yacimiento: Factor Volumtrico de Formacin de aceite, gas y total diferencial (Bod Bgd y Btd) Solubilidad del Gas(Rs) Densidad del aceite a temperatura de yacimiento a presiones por arriba y por debajo de la presion del punto de burbuja. Gravedad especifica del gas liberado en cada una de las etapas (G.E) y la gravedad acumulativa del gas liberado. Factor de compresibilidad (Z) del gas liberado en cada una de las etapas Gravedad API del aceite residual Composicion del gas liberado en cada una de la etapas

Prueba del SeparadorUna vez realizadas las pruebas de liberacin flash y la diferencial, se procede a realizar la prueba del separador. Mediante esta prueba se busca simular el proceso de produccin de crudo desde las condiciones del yacimiento hasta las condiciones del separador de superficie.La prueba consiste en provocar unas liberaciones instantneas haciendo pasar la muestra por un separador flash como el que se muestra en la foto 7 que consta de dos etapas de separacin(ver figura 27) la primera corresponde a la presin del separador y la segunda a presin atmosfrica, la cual simula el stock tank

Antes de iniciar esta prueba, se debe determinar la temperatura y las diferentes presiones de trabajo en el separador del trabajo, las cuales son definidas utilizando la informacin proporcionada por el campo. La temperatura del yacimiento es fijada por medio del sistema de calentamiento. Luego de tener el fluido en la celda a condiciones de yacimiento y de tener el separador a la presin y temperatura planeadas, se transfiere el fluido de la celda al separador, manteniendo la presin de yacimiento con la ayuda de la bomba; a entrar el fluido al separador se libera gas, debido a que ocurre un cambio instantneo de presin. Se retira el gas liberado en cada etapa del separador y se le realiza un anlisis cromatrografico para determinar su composicin y su gravedad especfica y se mide el volumen de aceite que queda en el stock tank a presin atmosfrica. Este mismo proceso se realiza para las otras presiones de trabajo del separado La figura 27 muestra una representacin esquemtica de la prueba del separador.

Mediante esta prueba se puede medir principalmente las siguientes propiedades: El factor volumtrico de formacin (FVF, Bo) La relacin Gas-Aceite (Rs, GOR) La gravedad API en el stock Tank Las composiciones de Gas y el Aceite separados

El principal objetivo de esta prueba consiste en determinar las condiciones optimas del separador en superficie, por lo tanto esta prueba son parte fundamental en el diseo o reacondicionamiento de las facilidades de superficie. Haciendo una grafica como la mostrada en la figura 28 se determina las condiciones optimas del separador.

La presin optima de separacin, corresponde a la que se obtiene una gravedad API mxima una relacin Gas Aceite (GOR) y un Factor Volumtrico de Formacin (FVF o Bo) mnimos. Estas tres pruebas PVT realizadas a Black Oil pretenden simular la transicin de fases que le ocurre al fluido desde el yacimiento hasta las condiciones de separacin (ver figura 29). Se observa que la zona A, es zona inalterada, donde la presin del yacimiento an est por encima de la presin de burbuja, en la zona B la presin cae por debajo de la presin de burbuja, pero el gas liberado no supera la saturacin crtica y por tanto no puede fluir, este proceso es simulado en la prueba liberacin a composicin constante.

La prueba diferencial simula el proceso que ocurre en la Zona C, donde sigue el drawdown y se sigue liberando gras, hasta que alcanza la saturacin critica de gas y este empieza a fluir hacia el pozo. Una vez llega el fluido a superficie, se procede a separar el gas del lquido utilizando un separador, la prueba de separador nos determina las condiciones ptimas de separacin.

Viscosidad

El objetivo de esta prueba consiste bsicamente en determinar la variacin de la viscosidad del fluido, a temperatura de yacimiento, con respecto a los cambios de presin que se pueden presentar cuando se produce el fluido, que van desde la presin inicial de yacimiento hasta la presin atmosfrica. Existen bsicamente dos mtodos para hallar la viscosidad del aceite, utilizando un viscosmetro de esteras (ver foto 9) o un viscosmetro capilar (ver foto 10)

El viscosmetro de esferas se basa en la ley de Stokes, la cual dice que la fuerza motriz que hace caer un cuerpo se basa en la diferencia de densidades entre el slido y el lquido a fin de interpretar a velocidad de cada del cuerpo en funcin de la viscosidad.La forma ms utilizada y confiable de determinar la viscosidad actualmente, es mediante la utilizacin de un viscosmetro capilar, debido a su practicidad y precisin. El procedimiento para el clculo de la viscosidad del aceite con un Viscosmetro capilar se basa en el principio de la cada de presin que genera el movimiento de un fluido en flujo laminar a travs de un capilar de dimensiones conocidas y que esta correlacionado con la tasa de flujo desplazado (ver figura 31)

Cuando la muestra se encuentra en equilibrio y en una sola fase a condiciones de yacimiento, se desplaza la muestra de un cilindro al otro pasando por el coil, por medio de una bomba de flujo controlado. Una vez se corre la muestra por el viscosmetro capilar se registra la cada de presin, y se calcula la Viscosidad del aceite a partir de las constantes del capilar y de la tasa de flujo, utilizando la siguiente ecuacin:

Anlisis composicional de fluidosEl anlisis composicional de un fluido se realiza mediante la utilizacin de un equipo de cromatografa como el mostrado en la (foto 8)

El proceso consiste en inyectar y procesar un volumen de muestra de fluido, que luego de vaporizado es transportado por un gas inerte hacia una columna empacada o de tubulares abiertas, donde ocurre una separacin fsica a escala de grupos moleculares y posteriormente el gas "carrier los gua hacia el detector ya sea de ionizacin de llama(FID) o de conductividad trmica TCD), donde es registrada la seal por el computador(ver figura 30)

El proceso de cromatografa tienes una duracin aproximada para Gas(C+13) de 50 minutos. Para lquidos (C+30) existen dos mtodos, uno corresponde a 70 minutos para crudos livianos y otros 82 minutos para crudos pesados.

ExperimentoDescripcinFluido de yacimientoDatos Recolectados

CCEEs una prueba de liberacin instantnea donde la muestra original se somete a un proceso de expansin a composicin y temperatura constante (igual a la temperatura de la muestra en el yacimiento). El gas liberado se mantiene en contacto con el crudo.Gas condensado o aceite-Presin de Saturacin.-Volumen Relativo.-Densidad del Fluido.-Merma del Lquido (P < Psat en sistemas de aceite).-Lquidos condensados (P < Psat en sistemas de gas).-Factor Z del gas (P > Psat).

CVDSe busca es reproducir de la manera ms fiel posibles cadas de presin dentro del yacimiento y como esto afecta a la composicin del fluido sometido a tales presionesFluidos composicionales, Aceite voltil y gas condensado.

-Saturacin de lquido:-Factor Z del gas.-Moles retiradas (asumiendo 100 moles iniciales a la Psat).-Composicin del gas retirado..-Composicin y propiedades del lquido de la ltima etapa.

DLCon sta prueba se pretende simular el agotamiento del yacimiento desde la presin de saturacin hasta la presin atmosfrica. Para esto, se disminuye la presin en la celda y todo el gas liberado es extrado.nicamente se realiza a sistemas de hidrocarburos de merma baja (GOR < 1500 scf/BN).Cantidad de gas disuelto en funcin de PEncogimiento del volumen de aceite en funcin de PPropiedades del gas (Factor Z, GE).Densidad del aceite remanente en funcin de P.

STSon pruebas de liberacin instantnea que se realizar en un separador en el laboratorio con el objetivo de cuantificas el efecto de las condiciones (P,T) en superficie sobre las propiedades del crudoSe realiza a tipo de sistemas de hidrocarburos. En sistemas de aceite voltil y gas condensado se considera mayor nmero de etapas durante el experimento.Relacin Gas-Aceite, lquido a condiciones de etapa y normales.-Factores Volumtricos, lquido a condiciones de etapa y normales.-Gravedad especfica del gas liberado.-Composicin del gas retirado.-Composicin y propiedades del lquido residual.-Relacin Gas-Aceite Total, lquido a condiciones normales.

El objetivo de esta prueba consiste bsicamente en determinar la variacin de la viscosidad del fluido, a temperatura de yacimiento, con respecto a los cambios de presin que se pueden presentar cuando se produce el fluido, que van desde la presin inicial de yacimiento hasta la presin atmosfricaTodos los fluidos- Curva de variacin de la viscosidad con la presin.- Presin de burbuja.

1. Completar la Tabla No 1 para obtener una gua rpida para la identificacin del tipo de fluido de un yacimiento de hidrocarburos.

Tabla No1: Gua para Determinar el Tipo de Fluido [McCain, 1994]

PetrleoNegroPetrleoVoltilGasCondensadoGasHmedoGas seco

Black OilVolatile OilRetrogradeWet GasDry Gas

GOR Inicial,scf/STB 20002.000 3.200 SCF/STBMs de 3.200 SCF/STBMs de 50.000 SCF/STB-----

API InicialMenor a 40

Mayor a 40

Ms de 57

Ms de 57

------

Bo a Punto deBurbuja

C7+ mole %Ms del 20%

Entre 12,5% y 20%

Entre 4% y 12,5%

Entre 0,7% y 4,0%

Menos de 0,7%

Presin de Cambiode Fase

Color del LiquidoStock-tankMuy oscurosNegroMarrn

MarrnNaranjaVerdeColores claros

MarrnNaranjaVerdeBlancoColores mas claros

Blancotransparente

No hay

2. Caracterice, a partir de los resultados de composicin y produccin, los Tipos de fluidos de hidrocarburos que se muestran en la Tabla No 2.

CondensadoAceite negroHmedoRetrogradoSeco

TALLER No5_ PROPIEDADES PVT DE LOS FLUIDOS

1. En un diagrama de fases represente cada uno de los 5 tipos de fluidos hidrocarburos, y explique qu sucede tanto en yacimiento como en superficie a medida que la presin del yacimiento se depleta por la produccin de los fluidos.

El comportamiento de cada uno de los fluidos va a depender netamente de los valores de presin de burbuja y presin de roci al movernos isotrmicamente desde una presin mxima que representa la presin del yacimiento, hasta una presin de separador que representa la presin en la superficie.

ACEITE NEGRO

Cuando la presin del yacimiento se encuentra dentro del rango de la lnea 1-2, el aceite se denomina aceite bajosaturado. Cuando la presin en el yacimiento se localiza en el punto 2 de la lnea vertical 1-2-3, el aceite se encuentra en el punto de burbuja y se denomina aceite saturado.Despus, una cada en la presin del yacimiento liberar gas formando una fase de gas libre en el yacimiento. Conforme la presin declina en la lnea vertical 2-3, el gas se libera del aceite en el yacimiento. Similarmente, conforme la presin declina durante el trayecto del punto 2 hacia el separador en superficie, se libera gas del aceite, obteniendo gas y aceite en superficie.

ACEITES VOLTILES

Presenta un diagrama comn de comportamiento de fases, para un aceite voltil, conteniendo una lnea isotrmica al reducir la presin del yacimiento y condiciones del separador en superficie. La lnea vertical 1-2-3 muestra a temperatura constante la trayectoria que se obtendra en el yacimiento, provocada por una reduccin en la presin originada por la explotacin de los fluidos. Una reduccin pequea en la presin por debajo del punto de burbuja (punto 2) provoca la liberacin de una significante cantidad de gas en el yacimiento. Para un aceite voltil por debajo de la presin en el punto de burbuja, cadas de presin de slo 100 a 200 lb/pg2abs provocan una liberacin aproximada al 50% del gas disuelto en el aceite, a condiciones del yacimiento. De igual manera, las curvas de calidad, que presentan un menor porcentaje de lquido, atraviesan las condiciones de presin y temperatura superficiales del separador.

PARA GAS Y CONDENSADOS (RETRGRADO)

Presenta un diagrama comn de un gas y condensado (gas retrgrado) con una lnea vertical isotrmica 1-2-3 al reducir la presin del yacimiento y condiciones del separador en la superficie.El punto crtico se localiza ms hacia la izquierda baja del diagrama. Estos cambios del diagrama de fases y del punto crtico, son resultado de que los gases retrgrados contengan una pequea cantidad de hidrocarburos pesados respecto a los aceites negros. El diagrama de fases de un gas y condensado presenta una temperatura crtica menor que la temperatura crtica de los aceites negros, y una cricondenterma mayor que la temperatura del yacimiento. El gas retrgrado se encuentra totalmente en forma de gas a condiciones iniciales del yacimiento. Conforme la presin del yacimiento decrece debido a la explotacin, el gas retrgrado alcanza el punto de roco (punto 2). Reducciones de presin subsecuentes, inician la condensacin de lquido a partir del gas, formando una cantidad apreciable de lquido libre (condensado) en el yacimiento.

GASES HMEDOS

La siguiente Figura muestra un ejemplo comn de un diagrama de fase de presin-temperatura, en donde se observa una lnea vertical isotrmica de reduccin de presin (lnea 1-2) y la representacin de un separador superficial.La envolvente del diagrama de fases de la mezcla de hidrocarburos, predominantemente formada por molculas pequeas, cae por debajo de la temperatura del yacimiento.Un gas hmedo existe solamente como un gas en el yacimiento a lo largo de la cada de presin, la trayectoria de la cada de presin isotrmica en el yacimiento (lnea 1-2), no entra a la envolvente de fases; esto implica que no se formar lquido a las condiciones prevalecientes en el yacimiento. A las condiciones de separacin en la superficie la trayectoria de produccin entra a la regin de dos fases, lo que origina que algo de lquido (condensado) se forme en la superficie.

GASES SECOS

Representa un diagrama comn de presin-temperatura para un gas seco observando una lnea vertical de cada de presin isotrmica (lnea 1-2) y condiciones de separador. El gas seco est principalmente formado por metano, con algunos componentes intermedios. A condiciones de presin y temperatura del yacimiento, la mezcla de hidrocarburos slo se encuentra presente en la fase gas. De igual manera, a las condiciones de separacin en la superficie, tericamente slo se obtiene gas. Esto implica que las trayectorias de produccin tanto a condiciones de yacimiento (lnea 1-2) como de superficie (separador), no cruza la envolvente de fases. Por lo tanto, no se forma lquido (condensado) tanto a condiciones de yacimiento como a condiciones de superficie. Sin embargo, se observa que en algunos yacimientos de gas seco se forma una cantidad insignificante de condensado a condiciones de superficie.