ANALISIS PVT

GENERALIDADES

Un anlisis PVT consiste endeterminar en el laboratorio unaserie de caractersticas de un fluidode yacimiento (petrleo, gas, agua)que relacionan presin, volumen ytemperatura.

GENERALIDADES

Un paso previo a un buen anlisisPVT consiste en la obtencin de unamuestra representativa delyacimiento. A este respecto existennormas muy detalladas y compaasespecializadas para tomarlas, deacuerdo al tipo de fluido que sedesee muestrear.

GENERALIDADES

Un anlisis PVT es costoso. Por talrazn se han desarrollado una seriede correlaciones empricas quepermiten determinar las propiedadesde los fluidos del yacimiento.

Las principales caractersticas de losfluidos del yacimiento determinadas en unaanlisis PVT son:

Factor volumtrico del petrleo (Bo)

Presin en el punto de burbuja (Pb.)

Solubilidad del gas en el aceite (Rs)

Factor volumtrico total (Bt)

Compresibilidad isotrmica del aceite (Co)

Viscosidad del aceite (o)

Cuando la presin del yacimiento esmenor que la presin de burbujaotras propiedades PVT que seanalizan son:

Factor de compresibilidad de losgases (Z)

Factor volumtrico del gas (Bg) Viscosidad del gas (g)

Las cinco principales pruebas que se realizan para un anlisis PVT son:

VAPORIZACION FLASH

VAPORIZACION DIFERENCIAL

AGOTAMIENTO A VOLUMEN CONSTANTE

PRUEBAS DE SEPARADOR

HINCHAMIENTO

PRUEBAS PVTVAPORIZACION FLASH

Vt

Hg

liquido

Pb

Vt

Hg

liquido

P1 >P2 > Pb

Vt

Hg

liquido

Pb > P3

Gas

Vt

Hg

liquido

Gas

Pb > P3> P4

Vt

Hg

liquido

P1 > Pb

PRIMERA ETAPA SEGUNDA ETAPA TERCERA ETAPA CUARTA ETAPA

La muestra es llevada a una celda PVT

y ajustada a un valor de T yacimiento y

P > Pb

La presin es reducida aumentando el

volumen de liquido

La celda es agitada para asegurar el

equilibrio

En cada etapa la presin y el volumen

del fluido son medidos

ALCANZADO EL PUNTO

DE BURBUJA , EL

PROCEDIMIENTO ES

IGUAL SOLO QUE EL

VOLUMEN MEDIDO

TOMA LAS DOS FASES

Bubble Point DeterminationPre

ssur

e

Pb

Volume

Vb

La presin es ploteada contra el volumen

La presin a la que cambia la pendiente es la presin en el punto de burbuja

LA PRESIN ES PLOTEADA CONTRA EL VOLUMEN

LA PRESIN A LA QUE CAMBIA LA PENDIENTE ES LA PRESIN EN EL PUNTO DE BURBUJA

DETERMINATION OF BUBBLE - POINT PRESSURE WITH

DATA FROM FLASH VAPORIZATION

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

0 50 100 150 200 250

TOTAL VOLUME ( ml )

PR

ES

SU

RE

( P

SIG

)

TODOS LOS VALORES DE VOLUMEN TOTAL SON DIVIDOS POR EL VOLUMEN EN EL PUNTO DE BURBUJA Y LOS DATOS SON REPORTADOS COMO VOLUMENES RELATIVOS

*( 1)

SAT

ABS REL

P PY

P V V

LA COMPRESIBILIDAD SE PUEDE DETERMINAR DE:

C = ( - 1 / Vrel ) ( V rel / P )T

LA COMPRESIBILIDAD SE REPORTA EN UN RANGO DE PRESIONES

VAPORIZACION DIFERENCIAL

Liquido

Hg

Gas

Vo Liquido

Hg

Liquido

Hg

Gas

Vo Liquido

Hg

Vo

Hg

Liquido

GASGAS

PRIMERA ETAPA SEGUNDA ETAPA

LA MUESTRA ES LLEVADA A UNA CELDA PVT A CONDICIONES DE T YACIMIENTO Y P BURBUJA

LA PRESIN ES REDUCIDA, INCREMENTANDO EL VOLUMEN DE LA CELDA, Y LA CELDA ES AGITADA ASEGURANDO EQUILIBRIO

EL GAS ES EXPULSADO DE LA CELDA MANTENIENDO LA PRESIN CONSTANTE Y REDUCIENDO EL VOLUMEN

EL GAS LIBERADO ES RECOGIDO, Y SE LE MIDE SU VOLUMEN Y LA GRAVEDAD ESPECIFICA

EL PROCESO ES REPETIDO HASTA ALCANZAR LA PRESIN ATMOSFERICA, Y EL VOLUMEN DE LIQUIDO QUE QUEDA ES MEDIDO

El volumen de gas removido durante cada etapa es medido a ambas condiciones ( celda y estndar ) . El factor de desviacin es calculado como :

Z = Vr * Pr * TscVsc * Psc * Tr

El factor volumtrico del gas removido es calculado usando el factor Z , de la siguiente ecuacin :

Bg = 0,0282 Z * T / P ( ft/PCS )

El gas que queda en solucin a una presin dada, es calculado como la diferencia entre el gas total removido y el gas removido a esa presin. Este resultado es dividido por el volumen residual de petrleo y reportado como Rsd

Btd = Bod + Bg( Rsdb Rsd )

LOS RESULTADOS DE UNA PRUEBA DE VAPORIZACION DIFRENCIAL SE MUESTRAN EN LA TABLA 1.

AGOTAMIENTO A VOLUMEN CONSTANTE

Vi

(A)

Hg

Gas

Vi

(B)

Hg

Gas

Condensate

GAS

Vi

(C)

Hg

Gas

Condensate

UNA MUESTRA DE FLUIDO EN UNA FASE ES LLEVADA A UNA CELDA PVT A CONDICIONES DE PRESIN DE ROCIO Y TEMPERATURA DE YACIMIENTO

LA PRESIN SE REDUCE.

DESPUES DE ALCANZAR EL EQUILIBRIO SE RETIRA FLUIDO DE LA CELDA HASTA ALCANZAR EL Vi.

EL GAS REMOVIDO EN CADA ETAPA SE LLEVA A CONDICIONES ESTNDAR Y SE ANALIZA

PRUEBAS DE HINCHAMIENTO

Vi

(A)

Hg

Oil

GAS

Vi

(B)

Hg

Oil

+

Gas disuelto

Vi

(C)

Hg

Oil

+

Gas disuelto Una muestra representativa de la mezcla de hidrocarburos a la cual se le conoce la composicin total , es llevada a una celda visual PVT , a presin de saturacin y temperatura de yacimiento. El volumen a la presin de saturacin es medido y designado como (Vsat)orig

Se adiciona un volumen de gas el cual tiene una composicin similar al gas contenido en la celda. Esto se presuriza hasta que una sola fase este presente.La nueva presin de saturacin y volumen son medidos y designados como Ps y Vsat respectivamente. El volumen de saturacin original es usado como un valor de referencia y el resultado se presenta como volumen relativo total :Vrel = Vsat / ( Vsat )orig

Repetir el paso II, hasta que el porcentaje en mol del gas inyectado en la muestra de fluido alcance un valor de alrededor del 80%

PRUEBAS DE SEPARADOR

GAS GAS

Hg

LIQUIDO

S

E

P

A

R

A

D

O

R

STOCK

TANK

LIQUIDO

UNA MUESTRA DEL YACIMIENTO ES LLEVADA A UNA CELDA PVT A (T YACIMIENTO Y P DE BURBUJA)

EL LIQUIDO ES EXPULSADO DE LA CELDA A PRESIN CONSTANTE HACIA DOS ETAPAS DE SEPARACION

LAS CONDICIONES DEL TANQUE SON LAS ATMOSFERICAS

EL GAS SEPARADO EN CADA ETAPA ES REMOVIDO Y SE LE MIDEN SU VOLUMEN Y SU GRAVEDAD ESPECIFICA

EL VOLUMEN REMANENTE DE LIQUIDO EN EL TANQUE ES MEDIDO A LAS CONDICIONES STANDAR

El gas en solucin total y el factor volumtrico de petrleo a presin del punto de burbuja son calculados

Bob = VOLUMEN EXPULSADO DE LA CELDA

VOLUMEN DE LIQUIDO EN EL TANQUE

Rsb = VOL. DE GAS SEPARADOR + VOL. DE GAS TANQUE VOLUMEN DE LIQUIDO EN EL TANQUE

Las pruebas de separador usualmente repetidas para varios valores de presin de separador

CORRELACIONES PVT PRESIN DE BURBUJA (Pb)

RELACION GAS EN SOLUCION-ACEITE EN EL PUNTO DE BURBUJA

(Rsb)

FACTOR VOLUMETRICO DEL ACEITE EN EL PUNTO DE BURBUJA

(Bob)

FACTOR VOLUMETRICO DEL ACEITE POR ENCIMA DEL PUNTO DE

BURBUJA (Bo)

VISCOSIDAD DEL ACEITE LIBRE DE GAS

VISCOSIDAD DEL ACEITE EN EL PUNTO DE BURBUJA

VISCOSIDAD DEL ACEITE DEBAJO DEL PUNTO DE BURBUJA

VISCOSIDAD DEL ACEITE ENCIMA DEL PUNTO DE BURBUJA

FACTOR DE COMPRESIBILIDAD PARA GASES

PRESIN DE BURBUJA (Pb)

CORRELACION DE STANDING (1947)

CORRELACION DE LASATER

(1958)

CORRELACION DE VASQUEZ AND BEGGS

(1976)

Rsb 20 - 1425 3 - 20905 20 - 2070

g 0.59 - 0.95 0.574 -1.123 0.560 - 1.18

API 16.5 - 63.8 17.9 51.1 16 - 58

T yacimiento F

100 - 258 82 - 275 70 - 295

Pb 130 - 7000 48 - 5780 50 - 5250

RELACION GAS EN SOLUCION-ACEITE EN EL PUNTO DE BURBUJA (Rsb)

CORRELACION DE STANDING

(1947)

CORRELACION DE LASATER

(1958)

CORRELACION DE VASQUEZ AND BEGGS

(1976)

CORRELACION DE GLASO

(1980)

Rsb 20 - 1425 3 - 20905 20 - 2070 ---------

g 0.59 - 0.95 0.574 -1.123 0.560 - 1.18 0.650 - 1.276

API 16.5 - 63.8 17.9 51.1 16 - 58 22.3 48.1

Tyacimiento F

100 - 258 82 - 275 70 - 295 20 - 280

Pb 130 - 7000 48 - 5780 50 - 5250 --------