ANÁLISIS PVT.

El anál i s i s PVT consis te en un conjunto de pruebas que se hacen en e l laboratorio para determinar las propiedades y su variación con la presión de los fluidos de un yacimiento petrolífero, con la finalidad de conocer el comportamiento del mismo. Este estudio relaciona tres parámetros básicos: Presión, Volumen y Temperatura (PVT), los cuales son los que gobiernan en gran parte el comportamiento de la producción de un yacimiento de petróleo

El anál i s i s PVT consis te en s imular en e l labora tor io e l agotamiento de Presión (Depleción) de un yacimiento volumétrico e isométrico midiendo exactamente los volúmenes de gas y liquido separados en cada decremento de pres ión. Durante las pruebas e l volumen y la tempera tura se mant ienen constantes. Los estudios PVT están diseñados para representar el comportamiento de los fluidos de reservorio durante las etapas normales de explotación de yacimientos. Algunos procesos que ocurren en el reservorio pueden reproducirse, con razonable representatividad, a la escala de laboratorio, pero otros procesos sólo pueden aproximarse en forma muy simplificada. En consecuencia, resulta muy importante comprender la representatividad de lo estudios de laboratorio para los distintos tipos de fluidos y para los diferentes reservorios

OBJETIVOS DEL ANÁLISIS PVT.

El análisis PVT tiene como objetivo simular correctamente el comportamiento de un yacimiento durante la producción del fluido, desde el yacimiento hasta los separadores, donde es fundamental que la muestra sea representativa del fluido original en el yacimiento. Entre los objetivos del análisis PVT, se encuentran:

  1. Determinar ciertos parámetros del yacimiento y condiciones actuales del pozo, para predecir el futuro comportamiento del mismo.

2 . Permi te es t imar nuevas reservas y d iseñar la comple tac ión de l pozo mas adecuada a las necesidades del mismo.

3. Permite saber si existe suficientes hidrocarburos que justifiquen los cortes de per forac ión de nuevos pozos o desarro l lo de nuevos campos

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FACTORES A TOMAR EN CUENTA PARA EL ANÁLISIS DE LAS PRUEBAS PVT

TIPOS DE LIBERACIÓN GAS – PETRÓLEO:

Estas son técnicas de laboratorio usadas para obtener el comportamiento PVT. Deben simular los tipos de separación gas- líquido que ocurren durante la producción del gas condensado desde el yacimiento hasta los separadores. Se presentan dos tipos de separación

Liberación diferencial

En la liberación diferencial, en este tipo de prueba la muestra se carga enla celda a una presión igual a la presión de burbujeo, luego se disminuye varias veces la presión reduciendo el volumen del líquido y aumentando el volumen de gas , se ext rae e l gas desprendido manteniendo la pres ión constante en cada etapa, el volumen de gas es medido conjuntamente con el volumen de líquido que queda en la celda. Se inicia con la presión de burbujeo y se termina la prueba cuando la presión sea la atmosférica (14.7l pca) y ya no exista gas en s o l u c i ó n , e s t e p r o c e s o s e r e a l i z a a t e m p e r a t u r a c o n s t a n t e s i e n d o e s t a l a tempera tura de l ya c imiento .

Liberación instantánea:

En es te caso e l gas permanece en contac to con e l pe t ró leo , lo que s igni f ica que la composic ión to ta l de l s i s tema (gas – pe t ró leo) permanece constante durante el agotamiento de presión. En la liberación instantánea (flash) se simula el comportamiento del fluido en los separadores. Para ello se coloca la muestra en una celda a la temperatura y presión inicial del yacimiento, esta presión tiene que ser mayor ala presión de burbuja, luego se realizan varios decrementos de la presión hasta llegar a la presión de burbuja y se mide en cada etapa el volumen de petróleo y de gas obtenido, el gas es extraído del sistema en cada etapa y es colocado en un gasómetro , ins t rumento que permi te la lec tura de l volumen de gas e x t r a í d o d e l a c e l d a ; l a p r e s i ó n d e b u r b u j a s e m a n i f i e s t a p o r e l c a m b i o repentino del volumen de muestra total, ya que ocurre un gran aumento del  mismo por un pequeño

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cambio de pres ión debido a la evolución de l gas a l tamente compres ib le .

LIBERACIÓN DE GAS EN EL YACIMIENTO Y SUPERFICIE:

Yacimiento:

La liberación de gas en el yacimiento depende de que la saturación de gas libre en la zona de petróleo, sea menor ó mayor que la crítica

C u a n d o l a p r e s i ó n d e l p e t r ó l e o e s l i g e r a m e n t e m e n o r q u e l a d e b u r b u j e o , l a c a n t i d a d d e g a s l i b e r a d o e s p o c a y l a s a t u r a c i ó n d e g a s n o alcanza la presión crítica necesaria para iniciar su movimiento a través de los canales porosos. En este caso el gas liberado permanece en contacto con el crudo sin ocurrir cambios de composición total del sistema en un volumen de control dado. Bajo estas condiciones, la liberación es del tipo instantánea. En un yacimiento se tiene saturación de gases menores que la crítica al comienzo de su v ida product iva ó cuando t iene asociado un acuí fero muy activo que le mantiene la presión.

Superficie: En la tubería de producción, líneas de flujo y separadores las fases de gas y líquido se mantienen en contacto, sin cambio apreciable de la composición total del sistema y en agitación permanente, lo cual permite el e q u i l i b r i o e n t r e l a s f a s e s . B a j o e s t a s c o n d i c i o n e s , l a l i b e r a c i ó n e s d e t i p o instantánea. Cuando la separación gas – petróleo se hace en varias etapas encada separador ocurre liberación instantánea. Sin embargo, si se realiza la combinación de muchas etapas, la liberación se acerca al tipo diferencial.

TOMA DE MUESTRA.

El objetivo del muestreo de fluido de un yacimiento es tomar muestra de petróleo que sea representativo del flujo original del yacimiento. Por esta razón, las muestras se deben tomar los primeros días de producción antes de que ocurra una apreciable caída de presión del yacimiento, ó al menos hasta que la presión sea mayor ó igual a la de burbujeo del crudo original. De

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esta forma se establece que el proceso de muestreo constituye un factor determinante para obtener una calidad global en el análisis del fluido Si la presión del yacimiento ha declinado por debajo de la presión de burbujeo ya no es posible tomar muestras representativas de petróleo original del yacimiento. Las muestras tomadas son solo parcialmente representativas; es decir, cuando es yacimiento se encuentra saturado. Por tener éste una capa de gas l ibre , la muest ra puede representar un va lor mayor ó menor que la p r e s i ó n d e b u r b u j e o , d e p e n d i e n d o d e s i e l g a s q u e s e e n c u e n t r a e n e l yacimiento es móvil ó inmóvil.

NÚMERO DE MUESTRAS:

Cuando un yacimiento es pequeño una muestra es representativa del fluido almacenado en la formación. Si el yacimiento es grande ó muy heterogéneo se requiere varias muestras de diferentes pozos para caracterizar correctamente los fluidos del yacimiento. Las propiedades de petróleo en yacimiento de gran espesor pueden variar significativamente con la profundidad. El muestreo para determinar esta variación requiere de técnicas especiales para permitir tomar muestras representativas de un intervalo dado de profundidad.

TIPOS DE MUESTREO

Esencialmente hay tres técnicas de muestreo para obtener muestras de fluidos de yacimientos para el análisis de le relación PVT. Estas técnicas se conocen comúnmente como:

1. Muestreo de fondo

2. Muestreo de recombinación o de separador 

3. Muestreo de cabezal

Muestreo de fondo

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Para realizar las muestras de fondo primero hay que reducir las tasas de producción progres ivamente , a t ravés de cambios de reduc tores por un período de uno a cuatro días; y segundo se debe cerrar el pozo para restaurar la presión del yacimiento. La estabilización de presión puede observarse utilizando pruebas de presión u observando la presión del cabezal del pozo

Profundidad del muestreo

El mejor lugar de muestreo es el punto más profundo en el pozo por donde pasa el fluido que viene de la formación y donde la presión no sea menor que la presión estática del yacimiento (presión estimada de saturación).Se debe tomar como mínimo 3 muestras representativas para el estudio PVT. Este método consiste en bajar un muestreador en el pozo hasta la profundidad seleccionada, donde una muestra es atrapada en la parte de cierre hermético (por diferencia de presión en el muestreador).Este tipo de muestreo se emplea generalmente cuando la presión fluyente del pozo es mayor que la presión de burbujeo del petróleo, pues en estos casos el fluido en el yacimiento se encuentra en una sola fase líquida y sería representativo del fluido del yacimiento. El muestreo de fondo generalmente no se recomienda para yacimientos de condensado ni tampoco para los yacimientos de petróleo que estén produciendo cantidades sustanciales de agua. La fase líquida presente en la tubería de un yacimiento de condensado cerrado no sería representativa del fluido del yacimiento. Una gran cantidad de agua en la tubería de un yacimiento de petróleo impediría el muestreo a la profundidad apropiada podría crear una situación donde la toma de muestras sería imposible.

  Ventajas:

1. No requiere de medición de taza de flujo de gas y líquido.

2. Trabaja bien en el caso de crudos sub.-saturados (Pwf>Pb)

Desventajas:

1. No toma muestras completamente representativas cuando Pwf < Pb.

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2. No son recomendables para el muestreo de yacimientos de gas condensado.

3. Pueden ocurrir fugas de gas ó líquido durante la extracción de la muestra ala superficie.

4. El volumen de la muestra es pequeño.

5. El muestreado es costoso y presenta posibles problemas mecánicos.

6. La muestra puede contaminarse con fluidos extraños.

Muestreo de separador

Consiste en tomar muestras de petróleo y gas en el separador de alta presión, medir las tasas correspondientes y recombinar las muestras de acuerdo a la RGP medida. Es generalmente satisfactorio para todos los tipos de crudo y condensado. Las muestras de gas y petróleo son tomadas al mismo tiempo y bajo las mismas condiciones de presión y temperatura. La diferencia en tiempo no debe ser mayor de una hora, porque pueden ocurrir cambios significativos en las condiciones de separación, particularmente en la temperatura.

Ventajas.

1. Es valido para casi todos los tipos de fluidos.

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2. Recomendados para yacimientos de gas condensado.

3. Permite tomar muestras de gran volumen. Desventajas.

1. Los resultados dependen de la exactitud con que se mide la RGP.

2. Un error de 5% en la tasa de flujo produce errores del orden de 150 lpc en Pb.

3. Resul tados er róneos cuando en e l sepa rador se t ienen problemas de

Muestreo de Cabezal de pozo

Este tipo de muestreo es principalmente usado en el muestreo de pozos de gas condensado siempre que la presión del cabezal de pozo estabilizada exceda a la presión de saturación del fluido de yacimiento, ya que en este caso el fluido se presenta en una sola fase

Ventajas.

1. Se puede usar en yacimiento sub.-saturado de petróleo ó gas condensado.

2. Es rápido y de bajo costo.

3. No requiere de la medición de tasa de flujo.

Desventajas.

1. Es difícil tomar una muestra representativa por la agitación de los fluidos.

2. No se debe usar si hay flujo bifásico en el cabezal

YACIMIENTO DONDE SE PUEDEN TOMAR LAS MUESTRAS

Yacimiento de gas condensado.

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Para este yacimiento donde existe un proceso de condensación de líquido en la tubería y principalmente, en el fondo del pozo por la tendencia del condensador a depositarse, se recomienda en todos los casos utilizar el método de superficie.

Yacimiento de petróleo negro

En los yacimientos de petróleo liviano, mediano y pesado es conveniente tener una idea preliminar de las condiciones del yacimiento y de las características del pozo donde se tomara la muestra. Con los parámetros antes mencionados se puede estimar a través de correlaciones algunas características del yacimiento, tales como presión de burbujeo, solubilidad inicial gas-petróleo, etc., que permiten definir el estado de saturación del pozo de esta forma seleccionar el método de muestreo.

ESCOGENCIA DEL POZO PARA EL MUESTREO:

Para esta escogencia se recomienda:

Un pozo nuevo con a l to índice de product iv idad, de ta l manera que la p r e s i ó n a l r e d e d o r d e l p o z o s e a l o m á s a l t o p o s i b l e . S e d e b e e v i t a r e l muestreo de pozos dañados ó estimularlos antes del muestreo.

El pozo no debe producir agua libre, en el caso de que el pozo de prueba este produciendo agua se debe tener cuidado en mostrar únicamente la columna de petróleo con el pozo cerrado, ó tomar muestras en superficie en el separador trifásico

ACONDICIONAMIENTO DEL POZO PARA EL MUESTREO:

El objetivo de preparar un pozo para un muestreo es sustituir por desplazamiento el fluido alterado del yacimiento frente a la zona productora con fluidos provenientes de partes más distantes dentro del

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yacimiento. El solo hecho de cerrar el pozo para restituir la presión en torno al orificio, no necesariamente transformará el fluido alterado a su composición original, por lo cual es necesario fluir al pozo a caudales bajos, tales que permitan sustituir el fluido alterado por una muestra original. Una vez que el pozo ha ido seleccionado debe ser preparado apropiadamente para el muestreo; el factor más importante para un buen muest reo es la es tabi l izac ión. Es ta inc luye pres ión de cabezal y de fondo estables, lo mismo que tasa de producción de gas y petróleo. El pozo debe ser puesto en producción a una tasa estabilizada tan baja como sea pos ib le . El per iodo de f lu jo debe cont inuar has ta a lcanz ar una relación gas-petróleo estabilizada antes de tomar las muestras. Es deseable pero no s iempre se consigue que ba jas tasas de f lu jo produzcan pequeños gradientes de presión alrededor del pozo, de tal manera que al aumentar la presión de fondo fluyente, se produzca una revaporización total ó parcial del líquido acumulado en el pozo. Si embargo, si un pozo ha estado produciendo a una tasa estable no muy alta, entonces es preferible tomar la muestra a esta tasa que ajustarla a valores bajos. Si la tasa de flujo es combinada se puede n e c e s i t a r h a s t a t r e s m e s e s p a r a e s t a b i l i z a r e l p o z o , d e p e n d i e n d o d e l a permeabilidad de la formación.

VALIDACION DEL ANALISIS PVT

La información presentada en el estudio PVT puede estar influenciada por una serie de eventos que pueden alterar su validez y representatividad de los fluidos de un yacimiento. Estos eventos incluyen las condiciones de tomas demuestras de los fluidos, la forma como se realiza el transporte de la misma hasta el laboratorio, y las condiciones bajo las cuales se realizan los experimentos. Envis ta de es to se hace necesar io rea l izar un proceso de va l idac ión, a f in de determinar la representabilidad de las muestras y la consistencia de las pruebas de laboratorio. La validación del análisis PVT se debe iniciar con una revisión minuciosa de dicha representatividad, a partir de los datos suministrados en el informe PVT. Los métodos que se utilizaran para la validación del análisis dependen del tipo de fluido con el que se está trabajando (petróleo/condensado) y del tipo de muestra (fondo /superficie)

YACIMIENTO DE PETRÓLEO (LIVIANO, MEDIANO Y PESADO) 

Representatividad de la Muestra

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La primera etapa para validar la información PVT disponible, es determinar si la data experimental de laboratorio representa adecuadamente los fluidos y las condiciones existentes en el yacimiento. Para determinarla se debe analizar la siguiente información:

1. Si la muestra es de fondo, se debe verificar si las presiones de burbujeo, la temperatura ambiente o la presión apertura de la herramienta en cada una de las muestras sean similares.

2. Si es de superficie, se debe verificar que las muestras de líquido y gas hayan sido tomadas en las mismas condiciones de presión y temperatura.24

3. Que la temperatura a la que se efectuó el análisis corresponda a la temperatura del yacimiento.4 . V e r i f i c a r l o s d a t o s d e l a f o r m a c i ó n ( d e l p o z o y d e l a m u e s t r a ) s e correspondan. La relación gas/petróleo medida experimentalmente no sea mas de un 10 % mayor o menor que la medida en el pozo al momento del muestreo, s i e m p r e y c u a n d o n o e x i s t a c a p a d e g a s e n e l y a c i m i e n t o p a r a d i c h o momento.

Composición de los fluidos del yacimiento.

Las técnicas usadas en la de terminación de la composic ión de una mezcla de hidrocarburos incluyen cromatografía y destilación. Muestras gaseosas son analizadas únicamente por cromatografía desde el C1 hasta el C11. Muchas veces el análisis solo alcanza hasta el C6 ó C7.La composic ión de una muest ra de fondo ó recombinada se puede obtener haciendo una liberación instantánea (flash) en el laboratorio, y el gas liberado es analizado separadamente del líquido remanente. En este caso es necesario hacer recombinaciones para obtener la composición de la muestra del yacimiento.

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