Yacimineto De Gas

Análisis PVT

Conjunto de pruebas que se hacen en el laboratorio a diferentes presiones, volúmenes y temperaturas para determinar las propiedades de los fluidos de un yacimiento petrolífero.

Tipos de Liberación de Gas

Liberación Instantánea o Flash

Composición total del sistema permanece constante durante el agotamiento de presión.

Liberación Diferencial

Composición total del sistema varía durante el agotamiento de presión

PRUEBAS PVT DE LABORATORIO

Prueba de Liberación Instantánea o Flash

Todos los gases liberados de la fase líquida durante una reducción de presión permanecen en contacto íntimo y en equilibrio con la fase líquida de la que se liberaron.

Proceso de Liberación Instantánea o Flash

1. La presión inicial del petróleo es mayor que la presión de burbujeo

(P1>Pb) y la temperatura inicial es igual a la temperatura del yacimiento.

2. El petróleo se expande isotérmicamente en varias etapas hasta alcanzar la presión de burbujeo.

3. El petróleo se expande isotérmicamente en varias etapas por debajo de la presión de burbujeo y el gas liberado se mantiene dentro de la celda en contacto con el líquido.

Proceso de Liberación Instantánea o Flash

Resultados de la Prueba de Liberación Instantánea o Flash

1. Presión de Burbujeo

2. Volumen Relativo en Función de la Presión, V/Vb

3. Compresibilidad del Petróleo

Resultados de la Prueba de Liberación Instantánea o Flash

Donde, Pb = Presión de burbujeo, lpca.

P = Presión inferior a Pb, lpca.

V = Volumen bifásico a P, cm3.

Vb = Volumen a Pb, cm3.

Sistemas compuestos básicamente por hidrocarburos muestran una relación lineal de “Y” con presión. Cerca del punto de burbujeo se observa dispersión debido a errores de medición. La presencia de componentes no hidrocarburos (CO2, agua, etc) aleja el comportamiento lineal de la función “Y”.

Prueba de Liberación Diferencial

EL gas liberado durante una reducción de presión es removido parcial o totalmente del contacto con el petróleo.

Proceso de Liberación Diferencial

1. La presión inicial del petróleo es mayor o igual a la presión de burbujeo

(P1≥Pb) y la temperatura inicial es igual a la temperatura del yacimiento.

2. La presión es disminuida aumentando el espacio disponible en la celda para el fluido. Al caer la presión ocurre liberación de gas, el cual es removido de la celda manteniendo la presión constante.

3. El procedimiento es repetido varias veces hasta alcanzar la presión atmosférica.

Resultados de la Prueba de Liberación Diferencial

1. Factor de Compresibilidad del gas (Z)

2. Relación Gas Petróleo en solución (Rs)

3. Factor Volumétrico del Petróleo (Bo)

4. Factor Volumétrico del Gas (Bg)

5. Factor Volumétrico Total (Bt)

6. Densidad del Petróleo (ρo)

7. Gravedad Específica del Gas (γg)

8. Gravedad API del crudo residual (°API)

Prueba de Separadores

Consiste en una prueba de liberación instantánea que se realiza en un separador para cuantificar el efecto de las condiciones de separación (P y T) sobre las propiedades del crudo.

La muestra del crudo saturado a la presión de burbujeo y temperatura del yacimiento es pasada a través de un separador y luego expandida a presión atmosférica.

La presión óptima de separación es aquella que produce menor liberación de gas, crudo con mayor gravedad API y menor factor volumétrico de formación de petróleo.

Proceso de la Prueba de Separadores

La muestra del crudo saturado a la presión de burbujeo y temperatura del yacimiento es pasada a través de un separador y luego expandida a presión atmosférica

Presión Óptima de Separación.

La presión óptima de separación es aquella que produce menor liberación de gas, crudo con mayor gravedad API y menor factor volumétrico de formación de petróleo.

Resultados de la Prueba de Separadores

1. Factor Volumétrico de Formación del Petróleo (Bo)

2. Relación Gas Petróleo en Solución (Rs)

3. Gravedad API del petróleo de Tanque (°API)

4. Composición del Gas Separado

5. Gravedad Específica del Gas del Separador y del Tanque

LIBERACIÓN DE GAS EN EL YACIMIENTO

Si Sg ≤ Sgc → Kg = 0 “El gas no se mueve”

Condición:

Liberación Instantánea.

Tipo de Liberación:

Si Sg > Sgc → Kg > 0 “El gas libre se mueve”

Condición:

Liberación Diferencial.

Tipo de Liberación:

LIBERACIÓN DE GAS EN SUPERFICIE

En la tubería de producción, líneas de flujo y separadores las fases gas y líquido se mantienen en contacto.

Condición:

Liberación Instantánea.

TOMA DE MUESTRAS DE FLUIDOS DE YACIMIENTOS

¿Cuando se deben tomar las muestras?

-Primeros días de producción (antes de que ocurra una caída considerable de presión en el yacimiento).

-Cuando la presión sea mayor o igual a la de burbujeo del crudo original.

Consecuencias de la toma de muestras cuando la Pyac < Pb

-Si Sg ≤ Sgc, la muestra tomada tiene en solución una cantidad de gas menor que el petróleo original. La Pb medida es menor que la inicial del yacimiento.

-Si Sg > Sgc, la muestra tomada puede tener exceso de gas y presentar una Pb mayor que la presión original.

TIPOS DE MUESTREO

Muestras de Fondo

Se baja una herramienta donde se acumula una muestra de petróleo con gas en solución a las condiciones de P y T del punto de muestreo.

Ventajas y Desventajas del Muestreo de Fondo

-No requiere de medición de tasas de flujo de gas y líquido.

-Excelente para crudos subsaturados.

-No se toman muestras representativas cuando Pwf < Pb.

-No se recomienda para pozos con grandes columnas de agua.

-Pueden ocurrir fugas de fluidos durante la sacada de la muestra a superficie.

-El volumen de crudo es pequeño.

-El muestreador es costoso y corre el riesgo de que se quede atascado en el pozo.

-La muestra puede contaminarse con fluidos extraños (lodos

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