Análisis PVT

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Los análisis PVT son un 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.
Las técnicas usadas en el laboratorio deben simular los tipos de separación gas-liquido durante la producción de gas condensado desde el yacimiento hasta los separadores.

Luego de haberse resaltado la importancia del análisis PVT por la relación del volumen observado de gas de producción en la superficie a el correspondiente retirado del subsuelo. Para el gas esta relación podría ser obtenida simplemente por la determinación por individual o por Factor Z de dos fases, y usándolo en la ecuación de estado. El análisis básico PVT requerido para relacionar la producción de Superficie a lo extraído del subsuelo, para un yacimiento de petróleo es necesariamente mas compleja debido, a la presencia debajo de la Presión de burbuja de petróleo liquido y gas libre en el yacimiento.

Definición de los parámetros básicos de PVT

La relación de Presión, Volumen y Temperatura para un gas real puede ser únicamente definida por la simple ecuación de estado (1) PV=ZnRT

Desafortunadamente, no existe tal ecuación simple de estado que describiera las propiedades PVT del petróleo. En lugar de esto, muchos, también llamados parámetros PVT deben ser medidos por análisis de laboratorio de muestras de petróleo crudo. Los parámetros pueden entonces ser usados para expresar la relación entre volúmenes de hidrocarburos en superficie y en yacimiento

La complejidad en la relación de los volúmenes a condiciones de superficie, a su volumen equivalente en el yacimiento, se puede apreciar con el siguiente grafico

Figura 1: producción de los hidrocarburos de yacimientos (a) sobre la presion de burbuja (b) por debajo de la presión de burbuja

Sobre el punto de burbuja solo existe una fase en el yacimiento, el petróleo liquido. Si una cantidad de este petróleo subsaturado se produce a la superficie, el gas se va a separar del petróleo como muestra la figura, el volumen de gas dependerá de las condiciones a las cuales ocurra la separación en la superficie. En este caso es relativamente fácil relacionar los volúmenes de petróleo y gas en la superficie con los volúmenes a las condiciones del yacimiento, desde que se conoce que todo el gas producido debe haber estado disuelto en el yacimiento de petróleo.

Si el yacimiento se encuentra debajo de la presión de burbuja, la situación es más complicada. Ahora hay dos fases de hidrocarburos en el yacimiento, gas saturado, petróleo y gas liberado. Durante la producción en la superficie el gas liberado va a ser envuelto por la fase liquida y el gas total de producción en la superficie, tendrá dos componentes; el gas el cual estuvo libre en el yacimiento, y el gas liberado del petróleo durante la producción. Estos componentes separados son indistinguibles en la superficie y el problema es, por ende, como dividir la producción del gas en la superficie observada, en volúmenes de gas liberado y gas disuelto a condiciones del yacimiento.

Debajo del punto de presión de burbuja hay una complicación adicional en que la solución de gas liberada viaja a una diferente velocidad que el petróleo líquido cuando ambos están sujetos a la misma presión diferencial. Como se mostrara la velocidad de flujo de un fluido en un medio poroso es inversamente proporcional a la viscosidad del fluido. Típicamente la viscosidad del gas en el yacimiento es alrededor de cincuenta veces más pequeña que el petróleo líquido y consecuentemente, el gas fluye a velocidades mucho más grandes. Como un resultado, es normal, cuando la producción de un yacimiento en el cual hay una saturación de gas libre, que el gas se producirá en cantidades desproporciónales en comparación al petróleo. Esto es un barril de petróleo puede ser producido junto con un volumen de gas que exceda grandemente el volumen originalmente disuelto por barril de petróleo sobre la presión del punto de burbuja.

Control en la relación de volúmenes de producción en la superficie al retirado del subsuelo. Se gana por la definición de los siguientes tres parámetros PVT, los cuales pueden ser medidos por experimentos de laboratorio realizados en muestras de petróleo del yacimiento mas ese originalmente gas disuelto

Rs: la relación gas petróleo de solución, el cual es el numero de pies cúbicos estándar de gas el cual puede ser disuelto en un barril estándar de petróleo cuando ambos son llevados a las condiciones prevalecientes en el yacimiento de presión y temperatura.

βo: el factor volumétrico de formación de petróleo, es el volumen en barriles ocupados en el yacimiento a la presión y temperatura prevaleciente, por un barril estándar de petróleo más el gas disuelto

βg: el factor volumétrico de formación del gas, el cual es el volumen en barriles que un pie cúbico estándar de gas puede ocupar como gas libre en yacimiento a las condiciones prevalecientes en el yacimiento de presión y temperatura.

Ambos el pie cúbico estándar, y el barril estándar, referente a las definiciones de arriba, están definidos a las condiciones estándar, las cuales en este texto son tomadas como 60 F a una atmosfera (14.7 lpca). Se debería también notar que el Rs y Bo son ambos medidos relativamente a un barril estándar de petróleo, la cual es la unidad básica de volumen usado en el campo. Todos los tres parámetros son funciones estrictamente de la presión, como se muestra, asumiendo que la temperatura de yacimiento permanece constante durante el agotamiento.

Precisamente como esos parámetros pueden ser usados en la medida relativa de los volúmenes en superficie con los volúmenes de yacimiento, se ilustra en la figura siguiente.


Figura 2: Aplicación de los parámetros PVT para relacionar superficialmente los volúmenes de hidrocarburos del yacimiento, sobre la presión del punto de burbuja.

La figura 2 plantea o describe la situación cuando la presión del yacimiento ha caído de su valor inicial, a algún valor mas bajo de presión, el cual esta todavía sobre de la presión de burbuja. Como se muestra el diagrama P-T el único fluido en el yacimiento es petróleo líquido subsaturado. Cuando este petróleo se produce a la superficie, cada barril normal va a producir, por encima de la separación del gas, pies cúbicos estándar de la separación de gas. Desde que el petróleo esta subsaturado con gas, lo cual implica que este podría disolver mas si el posterior estuviera disponible, entonces el valor inicial de la solución de gas petróleo de producción debe permanecer constante hasta que la presión caiga al punto de burbuja cuando el petróleo se vuelve saturado.

La figura también muestra en concordancia con la definición de Bo y Rs que si el Rsi se toma yacimiento abajo con un barril estándar de petróleo, entonces el gas se va a disolver totalmente en el petróleo a la presión y temperatura del yacimiento, para dar un volumen de Bo de petróleo mas gas disuelto, la figura muestra que Bo crece ligeramente con la reducción de la presión de la inicial a la presión del punto de burbuja, este efecto se debe simplemente a la expansión del liquido, y como que la compresibilidad del petróleo subsaturado en el yacimiento es baja, la expansión es relativamente pequeña.
Los valores típicos de Bo y Rs sobre el punto de burbuja se indican en la figura, esos son los resultados obtenidos del análisis de laboratorio. El valor inicial del volumen de formación de petróleo Boi es 1.2417 el cual crece a 1.2511 en el punto de burbuja. De esta forma inicialmente, 1.2417 barriles en el yacimiento de petróleo mas ese gas disuelto va a producir un barril estándar de petróleo. Esta es mas bien una favorable relación, indicando un petróleo de baja volatilidad, y como podría esperarse en este caso, la relación inicial de gas-petróleo es también relativamente baja a 510 PCN/BN. Bajo circunstancias menos favorables, para petróleos mas volátiles, Boi puede tener valores muchos mas altos. Por ejemplo, en el campo Statfjord en el mar del norte, Boi es 2.7 rb/stb mientras el valor de Rsi es aproximadamente 3000 PCN/BN. Obviamente el valor más favorable de Boi es tan cercano a la unidad como sea posible indicando que el petróleo contiene apenas algo de gas disuelto y que los volúmenes en el yacimiento son aproximadamente igual a los volúmenes en superficie. Los campos mas pequeños de Beykan y Kayaköy, al este de Turquía provee buenos ejemplos de estas ultimas condiciones, presentando valores de Boi de 1.05 y Rsi de 20 PCN/BN.Debajo del punto de burbuja es mas complicada la situación como se muestra en la figura.

Figura 3: Aplicación de los parámetros PVT para relacionar la producción de hidrocarburos en la superficie con los volúmenes de yacimiento, por debajo de la presión de punto de burbuja.En este caso cada barril normal de petróleo se produce en conjunto con R PCN de gas, donde R (PCN/BN) es llamado el instantáneo o relación de gas petróleo de producción, y se mide diariamente. Como lo ya notado, algo de este gas esta disuelto en el petróleo en el yacimiento y se libera durante la producción a trabes del separador, mientras el resto consiste en gas el cual esta ya libre en el yacimiento. Mucho mas allá, el valor de R puede exceder grandemente el valor de Rsi, la relación gas petróleo original en solución, debido a la alta velocidad del flujo de gas en comparación con el petróleo, es muy normal producir cantidades desproporciónales de gas. Esto resulta de un robo efectivo de gas liberado de todo sobre el yacimiento y su producción a través de los relativamente aislados puntos de extracción, de los pozos. Una típica representación de R como una función de la presión del yacimiento se muestra


Figura 4: relación gas petróleo como una función de la presión promedio del yacimiento para un típico empuje por gas en solución en el yacimientoLa relación gas petróleo de producción se puede partir en dos componentes como se muestra.

R = Rs + (R-Rs);

El primero de ellos el Rs en PCN/BN, cuando se toma abajo en el yacimiento con un barril normal de petróleo, se disolverá en el petróleo a las condiciones prevalecientes en el yacimiento de presión y temperatura para dar un βo rb de petróleo más gas disuelto. El remanente (R-Rs) PCN/BN, cuando se toma abajo en el yacimiento va a ocupar un volumen.

Fuente: L.P. Dake. Fundamentals of Reservoir Engineering