Muestras y Pruebas PVT

1. Caracterización Física de los Yacimientos Muestras y Pruebas PVT CAPÍTULO 2

2. Caracterización Física de los Yacimientos 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

3. Caracterización Física de los Yacimientos Proceso de Liberación Diferencial5

4. Vt 3 Vt 2 Caracterización Física de los Yacimientos Variación Presión-Volumen durante la liberación diferencial PUNTO DE BURBUJEO N Vb E M U L O Vi Vo V 2 Vo 3 P P P P PRESIÓN 3 2 b i

5. Caracterización Física de los Yacimientos Proceso de liberación instantánea5

6. Caracterización Física de los Yacimientos Variación Presión-Volumen durante la liberación instantánea5 V 6 L A T O V T 5 N E V M PUNTO DE BURBUJEO 4 U L V O 3 V V V 2 1 p p p p PRESIÓN 6 3 2 1

7. Caracterización Física de los Yacimientos 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.

8. Caracterización Física de los Yacimientos 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.

9. Caracterización Física de los Yacimientos 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.

10. Caracterización Física de los Yacimientos 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.

11. Caracterización Física de los Yacimientos 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.

12. Caracterización Física de los Yacimientos 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.

13. Caracterización Física de los Yacimientos 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).

14. Caracterización Física de los Yacimientos 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).

15. Caracterización Física de los Yacimientos 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.

16. Caracterización Física de los Yacimientos Distribución de presión en un yacimiento saturado bajo diferentes tasas de producción

17. Caracterización Física de los Yacimientos Distribución de presión en un yacimientosub-saturado bajo diferentes tasas de producción

18. Caracterización Física de los Yacimientos 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.

19. Caracterización Física de los Yacimientos Tipos de Muestreos • Muestras de Fondo. • Muestras de Separador (Recombinadas) • Muestras de Cabezal.

20. Caracterización Física de los Yacimientos 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.

21. Caracterización Física de los Yacimientos 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).

22. VENTAJAS DESVENTAJAS • No requiere de medición • de tasas de flujo • Excelente para crudos subsaturados. • No toma muestras representativas • cuando Pwf < Pb. • No se recomienda cuando el pozo tiene • una columna grande de agua. • No sirve para yacimientos de gas • condensado. • Pueden ocurrir fugas de gas o líquido • durante la sacada de la muestra a • superficie. • Volumen de muestra pequeño. • Muestreador costoso y posibles • problemas mecánicos. • Contaminación de la muestra con fluidos • extraños. Caracterización Física de los Yacimientos Ventajas y Desventajas del Muestreo de Fondo

23. Caracterización Física de los Yacimientos 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.

24. Caracterización Física de los Yacimientos Condiciones para el Muestreo de Separador Exitoso 1) 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.

25. Caracterización Física de los Yacimientos Condiciones para el Muestreo de Separador Exitoso (Cont.) 3) Toma de muestras en la primera etapa del separador. - Gas - CILINDRO EVACUADO. - Líquido - DESPLAZAMIENTO.

26. Caracterización Física de los Yacimientos Toma de muestra de gas en el separador

27. Caracterización Física de los Yacimientos Toma de muestra de líquido en el separador

28. VENTAJAS DESVENTAJAS • Es válido para casi todos los tipos de • fluidos. • Recomendado para yacimientos de • gas condensado. • Menos costoso y riesgoso que el de • fondo • Permite tomar muestras de gran • volumen. • Las muestras son de fácil manejo en el • laboratorio. Caracterización Física de los Yacimientos Ventajas y Desventajas del Muestreo de Separador • Los resultados dependen de la exactitud • con que se mida la RGP. • Un error de 5% en las tasas de flujo • produce errores del orden de 150 lpc en • pb. • Resultados erróneos cuando en el • separador se tiene problemas de espuma, • separación ineficiente o nivel inadecuado • de la interfase gas - líquido.

29. Caracterización Física de los Yacimientos 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.

30. VENTAJAS DESVENTAJAS • Se puede usar en yacimientos • subsaturados de petróleo o gas • condensado • Es rápido y de bajo costo. • No requiere de la medición de tasas de • flujo.. • Es difícil tomar una muestra • representativa por la agitación de • los fluidos. • No se debe usar si hay flujo bifásico • en el cabezal. Caracterización Física de los Yacimientos Ventajas y Desventajas del Muestreo de Cabezal

31. Caracterización Física de los Yacimientos 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

32. Caracterización Física de los Yacimientos 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.

33. Caracterización Física de los Yacimientos Propiedades PVT

34. Caracterización Física de los Yacimientos Esquema ilustrativo de los parámetros Rs y Bo

35. Caracterización Física de los Yacimientos 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 TPCY 520 p p PCN

36. Caracterización Física de los Yacimientos 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)

37. Caracterización Física de los Yacimientos 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.

38. Caracterización Física de los Yacimientos 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

39. Caracterización Física de los Yacimientos Compresibilidad del Petróleo, Co (cont) • Esta ecuación se convierte en: • Crudo Subsaturado

40. Caracterización Física de los Yacimientos 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

41. Caracterización Física de los Yacimientos 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.

42. Caracterización Física de los Yacimientos 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:

43. Caracterización Física de los Yacimientos Variación del volumen relativo con presión. Prueba de expansión a composición constante

44. Caracterización Física de los Yacimientos 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.

45. 2.5 Pb Y 2.0 1.5 500 1000 1500 2000 2500 P pca Caracterización Física de los Yacimientos Gráfico de la funciónY del análisis PVTdel apéndice A

46. Caracterización Física de los Yacimientos Función “Y” de uncrudo con 40% de CO2

47. Caracterización Física de los Yacimientos Ejemplo de la función “Y” cuando Pb ha sido sobrestimada

48. Caracterización Física de los Yacimientos Ejemplo de la función “Y” cuando Pb ha sido bajo estimada