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FLUIDOS DE RESERVORIO

  • INTRODUCCIÓN – OBJETIVOS
  • ESTUDIOS PVT STANDARD
  • ESTUDIOS DE COMPOSICIONES Y PROPIEDADES
  • ESTUDIOS REOLÓGICOS Y DE DEPOSICIÓN DE PARAFINAS
  • ESTUDIOS ESPECIALES
  • SIMULACIÓN DE COMPORTAMIENTO TERMODINÁMICO
  • NUESTROS EQUIPOS
  • APÉNDICE: LISTADO DE SERVICIOS

 

 

INTRODUCCIÓN – OBJETIVOS

En el año 2019 FDC comenzó con la construcción y adquisición de equipamiento para su nuevo laboratorio de Caracterización de Fluidos de Reservorio. La situación generada por el COVID-19 retrasó el programa original de obras, importación de equipos, instalación de los mismos y capacitación adicional, en este momento el laboratorio está en la etapa final de puesta a punto para poder brindar los servicios que describiremos en este documento.

El objetivo de la creación de este nuevo laboratorio es integrar la información experimental que se obtiene del equipamiento disponible con los estudios de ingeniería de reservorios y producción que FDC desarrolla para distintos clientes.

No obstante, este laboratorio también estará dedicado a estudios estándar de propiedades, composiciones y comportamiento termodinámico de fluidos de reservorio  y a estudios especiales que puedan surgir para la resolución de problemas reales o para mejor definición de fluidos en modelos de simulación.

Tal cual se venía haciendo en los últimos años el laboratorio continuará con los servicios de toma de muestra de fluidos en yacimiento.

 

ESTUDIOS  PVT  STANDARD

En el laboratorio se pueden hacer los habituales estudios que componen un reporte PVT de fluido de reservorio, para Petróleo Negro, Petróleo Volátil, Gas Condensado o Gas Húmedo. Para los estudios a Masa Constante (CCE), Volumen Constante (CVD) y Liberación Diferencial (DL), más algunos estudios especiales, se cuenta con una celda visual totalmente automatizada PVT FULL VISIBILITY – PVT 400/1000 FV fabricada por SANCHEZ TECHNOLOGY (fabricante de los equipos de CORE LAB) que permite trabajar a presiones hasta 1000 Bara y temperaturas hasta 200C.

Los estudios de celda pueden realizarse a partir de muestras tomadas en fondo de pozo o muestras de superficie recombinadas.

Para la determinación de las composiciones de los fluidos originales y los producidos durante los ensayos se cuenta con nuevos cromatógrafos PERKING ELMER para gas y líquido que permiten determinar hasta C40 y superiores. El cromatógrafo de líquido tiene capacidad de destilación simulada.

Se contará con un viscosímetro capilar para la medición de viscosidad de crudos saturados siendo el rango de medición entre 0.02 y 10000 centipoises y con presiones y temperaturas del mismo rango de la celda PVT.

 

ESTUDIOS DE COMPOSICIONES Y PROPIEDADES

La capacidad de análisis cromatográfico instalada permite no sólo determinar composiciones de fluidos originales de reservorio y  producidos durante el estudio PVT, sino también determinar composición de gases y líquidos producidos desde el reservorio hasta las plantas de proceso, pasando por todos los equipos intermedios de producción y separación.

El equipo de separación FLASH a presión atmosférica que permite obtener las composiciones de las dos fases de una muestra presurizada posibilita la obtención de composiciones de líquido saturado desde las muestras de fondo de pozo hasta muestras de separadores de campo y plantas de proceso.

Se cuenta con el equipamiento necesario para las determinaciones de pesos moleculares y densidades de líquidos.

Para la determinación de viscosidades de líquido no presurizados se cuenta con un Reómetro BROOKFIELD RST CC Pantalla Táctil con capacidad de abarcar bajas y altas temperaturas.

 

ESTUDIOS REOLÓGICOS Y DE DEPOSICIÓN DE PARAFINAS

El nuevo laboratorio de FDC cuenta con el Reómetro RST Cilindro Coaxial, el cual ofrece potentes herramientas de caracterización del fluido con una amplia variedad de rangos de esfuerzo de corte (Shear Stress), Deformación (Shear Rate) y  rango de temperatura de ensayos (-20ºC – 180ºC). Estas características permiten una adecuada caracterización y clasificación del modelo de fluido ensayado.

En estos ensayos se define el comportamiento del esfuerzo de corte y la viscosidad con la temperatura a distintas velocidades de corte (Shear Rate – Deformación).

En la explotación de pozos de yacimientos NO CONVENCIONALES  se están observando cada vez con mayor frecuencia fenómenos de deposición de parafinas en tuberías de producción y superficie y también en equipos de plantas de proceso. Estos fenómenos tienen  relación directa con el comportamiento reológico de los crudos.

El cambio de comportamiento de la viscosidad y esfuerzo de corte con la deformación cuando el fluido pasa de comportarse desde un fluido NEWTONIANO a NO NEWTONIANO muestra la zona de temperaturas donde comienza la precipitación de hidrocarburos sólidos, generalmente parafinas. Los sólidos en suspensión son los responsables de este tipo de comportamiento.

También el grado de apartamiento del comportamiento NO NEWTONIANO tiene marcada relación con la cantidad de hidrocarburos sólidos precipitados.

El equipamiento y el software disponible actualmente permite definir el comportamiento del fluido y las temperaturas de aparición de parafinas. A partir del 2021 se construirá un LOOP para determinación de deposición de parafina en condiciones de flujo de crudos en su condición original y con distintas dosificaciones de productos químicos inhibidores o dispersantes de parafina.

 

ESTUDIOS ESPECIALES

El equipamiento de este nuevo laboratorio permitirá realizar estudios no estandarizados que puedan ser necesarios para proyectos reales de diseño de instalaciones, pronósticos de producción de yacimientos por simulación o modelos integrales, optimización de producción y otros.

Un estudio requerido últimamente por las especiales características de los fluidos de los yacimientos NO CONVENCIONALES es la determinación experimental del SHRINKAGE (encogimiento) de crudo de separador a condiciones de tanque. Esta determinación se realiza en los estudios PVT de muestras de superficie pero puede hacerse como determinación independiente si es requerida.

En celda pueden también hacerse estudios de miscibilidad, hinchamiento, comportamiento de mezclas, condensación en función de la temperatura y otros de acuerdo a las necesidades de cada proyecto.

Pueden hacerse también con el reómetro estudios de comportamiento reológico de emulsiones agua – petróleo y comportamiento reológico de crudos con distintas dosificaciones de productos inhibidores o dispersantes de parafinas.

 

SIMULACIÓN DE COMPORTAMIENTO TERMODINÁMICO

Para la simulación de comportamiento termodinámico de fluidos de reservorio y también para el análisis de consistencia de estudios PVT. El laboratorio cuenta con software de desarrollo propio y con CARBONE programa de simulación de comportamiento termodinámico recientemente incorporado a la línea de productos de KAPPA.

Con este paquete de software puede realizarse:

  • Análisis de Consistencia Termodinámica de Estudios PVT
  • Ajuste de estudios PVT con Ecuaciones de Estado
  • Simulación de Comportamiento Termodinámico Equilibrio Líquido – Vapor en:
    • Condiciones de Reservorio
    • Instalaciones de pozo y superficie
    • Trenes de Separación
    • Plantas de Tratamiento
  • Simulación de equilibrio Vapor – Líquido – Sólido en:
    • Hidratos
    • Parafinas
    • Asfáltenos

Confección de archivos de fluidos caracterizados para los principales simuladores numéricos, paquetes de modelos integrales y programas de simulación de procesos

 

NUESTROS EQUIPOS­

DETERMINACIÓN DE COMPOSICIÓN POR CROMATOGRAFÍA

Cromatógrafos Gas y Líquido Clarus 590 Perkin Elmer

Cromatógrafo Gaseoso Clarus 590 NGA 2008, tiene las siguientes características:

  • Doble canal detector de conductividad térmica (TCD), detector de ionización de llama (FID) y como gas de arrastre el Helio (He).
  • Separación y medición individual de los componentes O2 y N2.
  • Columnas capilares empaquetadas con capacidad de analizar C10 y superiores.
  • Diseñado con materiales resistentes al azufre para mejorar la detección de H2
  • Niveles de detección garantizados, sin interferencia de picos vecinos.
  • Capacidad de detectar componentes O2, N2, CO2, H2S desde C1 hasta C10+.

 

Cromatógrafo Gas Clarus 590 Perkin Elmer

 

Cromatógrafo Líquido Clarus 590 Perkin Elmer

Cromatógrafo Líquido Clarus 590 NARL 3023, tiene las siguientes características:

  • Rango de temperatura extendido.
  • Capacidad de Destilación Simulada.
  • Calibración inteligente.
  • Capacidades múltiples de exclusión de solventes.
  • Capacidad de detectar componentes desde C5 hasta C44+.

 

CELDA PARA ENSAYOS PVT

Celda PVT totalmente visual,  libre de Mercurio. Modelo PVT 400/1000 FV

Celda PVT 400/1000 FV, tiene las siguientes características:

  • Presión de trabajo de 1000 bar.
  • Temperatura de trabajo va desde Ambiente hasta 200ºC.
  • Volumen de celda de 400 ml.
  • Capacidad de visualizar toda la celda 400 ml.
  • Capacidad de precisión:
    • Presión 0.1 bar
    • Temperatura ±1 ºC
    • Líquido Depositado 0.005 ml
    • Repetitividad Punto de Burbuja / Rocío ±35 bar
  • Resistencia a Componentes Corrosivos: CO2 y H2
  • Agitación por acoplamiento magnético.
  • Bomba integrada de desplazamiento de pistón motorizada.
  • Sensores calibrados de Presión y Temperatura.
  • Cámara digital de 6M pixeles.

 

ENSAYOS REOLÓGICOS

Reómetro BROOKFIELD RST CC Pantalla Táctil

Reómetro RST CC, tiene las siguientes características:

  • Pantalla táctil LCD fácil de usar con pantalla gráfica.
  • Rango de Viscosidad entre 0.0005 cP y 5410000 Cp.
  • Velocidad entre 0.01 RPM y 1300 RPM.
  • Control de temperatura de -20 °C a 180 °C.
  • Torque máximo 100 mN·m.
  • Resolución Torque 0.15 μ N·m.
  • Unidades de salida: cP, Pa·s, dynas/cm2, Pa, ºC, ºF

 

APÉNDICE: LISTADO DE SERVICIOS – ESTUDIOS PVT STANDARD

PETRÓLEO NEGRO. ESTUDIO PVT BÁSICO SOBRE MUESTRA DE FONDO DE POZO

 

Validación de Muestras

Presión de apertura de muestras

Presión de burbuja a T ambiente

 

Composición del Fluido

Separación a condiciones ambientes.

Relaciones volumétricas y molares de las fases.

Composición molecular (N2, CO2, C1-C10+), Peso molecular y SPG del Gas Separado

Cálculo de riqueza de Mezcla del gas separado.

Composición molecular (C1-C44+), Peso molecular y densidad del líquido atmosférico.

Composición y propiedades de la muestra de fondo.

 

Estudio a Masa Constante

Relación  presión/volumen a temperatura de reservorio.

Presión de burbuja a temperatura de reservorio.

Coeficiente de  Compresibilidad isotérmico.

Coeficiente de expansión térmica entre temperatura de reservorio y ambiente.

 

Estudio de Liberación Diferencial

Determinación del factor de volumen del petróleo en función de la presión.

Determinación de la relación de gas en solución y gas liberado en función de la presión.

Determinación de la densidad del fluido de reservorio.

Determinación de la viscosidad del fluido de reservorio en función de la presión.

Composición molecular (N2, CO2, C1-C10+), Peso molecular y gravedad específica del Gas liberado en cada etapa.

Cálculo de factor de volumen del gas, factor de compresibilidad, viscosidad del gas.

Cálculo de riqueza de mezcla del gas liberado.

Composición molecular (C1-C44+), Peso molecular y densidad del líquido residual.

 

PETRÓLEO NEGRO. ESTUDIO PVT BÁSICO SOBRE MUESTRAS DE SEPARADOR

 

Validación de Muestras

Presión de apertura de muestras de líquido

Presión de burbuja a Tamb., del líquido de separado

Presión de apertura de muestras de gas

 

Composición de las muestras de separador

Separador a condiciones ambiente de la muestra de líquido de separador

Relaciones volumétricas y molares de las fases

Composición molecular (N2, CO2, C1-C10+), Peso molecular y SPG del Gas Separado

Composición molecular (C1-C44+), Peso molecular y densidad del líquido atmosférico

Composición y propiedades de la muestra de líquido de separador

Composición molecular (N2, CO2, C1-C10+), Peso molecular y SPG del Gas de Separador

Cálculo de riqueza de Mezcla del gas de flash

Análisis Cromatográfico del líquido de flash hasta C44+

Determinación experimental de peso molecular del líquido de flash

Determinación experimental de densidad del líquido de flash

Recombinación del líquido de separador la relación gas – petróleo obtenida en laboratorio

Recombinación a la relación gas – petróleo original para obtener el fluido de reservorio

Recombinación física de la muestra en celda

 

Estudio a Masa Constante (CCE)

Relación  presión/volumen a temperatura de reservorio

Presión de burbuja a temperatura de reservorio

Coeficiente de  Compresibilidad Isotérmico

Coeficiente de expansión Térmica entre temperatura de reservorio y ambiente

 

Estudio de Liberación Diferencial

Determinación del factor de volumen del petróleo en función de la presión

Determinación de la relación de gas en solución y gas liberado en función de la presión

Determinación de la viscosidad del fluido de reservorio en función de la presión

Densidad del fluido de Reservorio

Análisis Cromatográfico de la composición del gas liberado hasta (N2, CO2, C1 – C10+), Peso Molecular y SPG  en cada etapa

Cálculo de factor de volumen del gas, factor de compresibilidad, viscosidad del gas

Cálculo de riqueza de mezcla del gas liberado

Composición molecular (C1-C44+), Peso molecular y densidad del líquido residual

 

GAS Y CONDENSADO – ESTUDIO PVT COMPLETO: POR MUESTRA

 

Validación de las muestras

Presión de apertura de muestras de líquido

Presión de burbuja a T amb., del líquido de separado

Presión de apertura de muestras de gas

 

Composición del Fluido

Análisis Cromatográfico del gas de separador hasta C10+

Ensayo de separación flash para determinar la composición del líquido de separador

Relaciones Volumétricas y molares de las fases.

Composición molecular (N2, CO2, C1-C10+), Peso molecular y densidad y SPG del Gas Separado

Composición molecular (C1-C44+), Peso molecular y densidad del líquido atmosférico

Composición y propiedades de la muestra de líquido de separador

Composición molecular (N2, CO2, C1-C10+), Peso molecular y SPG del Gas de Separador

Recombinación física de la muestra de separador

 

Ensayo a Masa Constante

Relación presión –  volumen a temperatura de reservorio

Presión de rocío a temperatura de yacimiento

Factor de compresibilidad del gas Z

Volumen de Líquido Depositado a temperatura de reservorio

 

Depletación a Volumen Constante

Volumen de Líquido Depositado a temperatura de reservorio

Factor de compresibilidad del gas Z

Factor de compresibilidad bifásico

Producción Acumulada

Análisis Cromatográfico de la composición del gas liberado hasta (N2, CO2, C1 – C10+), Peso Molecular y SPG  en cada etapa

Cálculo de riqueza de mezcla del gas liberado

Cálculo de factor de volumen del gas, viscosidad del gas

 

PETRÓLEO VOLÁTIL – ESTUDIO DE PVT SOBRE MUESTRA DE FONDO

 

Validación de las muestras

Presión de apertura de muestras

Presión de burbuja a T amb.

 

Composición del Fluido

Separación a condiciones ambientes

Relaciones volumétricas y molares de las fases

Composición molecular (N2, CO2, C1-C10+), Peso molecular y densidad del Gas Separado

Cálculo de riqueza de Mezcla del gas separado

Composición molecular (C1-C44+), Peso molecular y densidad del líquido atmosférico

Composición y propiedades de la muestra de fondo

 

Estudio a  Masa Constante (CCE)

Separación a condiciones ambientes

Relaciones volumétricas y molares de las fases

Composición molecular (N2, CO2, C1-C10+), Peso molecular y densidad del Gas Separado

Cálculo de riqueza de Mezcla del gas separado

Composición molecular (C1-C44+), Peso molecular y densidad del líquido atmosférico

Composición y propiedades de la muestra de fondo

 

Depletación a Volumen Constante

Volumen de Líquido Depositado a temperatura de reservorio

Factor de compresibilidad del gas Z

Factor de compresibilidad bifásico

Producción Acumulada

Análisis Cromatográfico de la composición del gas liberado hasta (N2, CO2, C1 – C10+), Peso Molecular y SPG  en cada etapa

Cálculo de riqueza de mezcla del gas liberado

Cálculo de factor de volumen del gas, viscosidad del gas

Determinación de la Viscosidad del fluido.

 

PETRÓLEO VOLÁTIL –  ESTUDIO DE PVT SOBRE MUESTRA DE SEPARADOR

 

Validación de las muestras

Presión de apertura de muestras de líquido

Presión de burbuja a Tamb., del líquido de separado

Presión de apertura de muestras de gas

 

Composición del Fluido

Análisis Cromatográfico del gas de separador hasta C10+

Ensayo de separación flash para determinar la composición del líquido de separador

Relaciones Volumétricas y molares de las fases.

Composición molecular (N2, CO2, C1-C10+), Peso molecular y densidad y SPG del Gas Separado

Composición molecular (C1-C44+), Peso molecular y densidad del líquido atmosférico

Composición y propiedades de la muestra de líquido de separador

Composición molecular (N2, CO2, C1-C10+), Peso molecular y SPG del Gas de Separador

Recombinación física de la muestra de separador

 

Estudio a Masa Constante (CCE)

Relación  presión/volumen a temperatura de reservorio

Presión de burbuja a temperatura de reservorio

Coeficiente de  Compresibilidad Isotérmico

Coeficiente de expansión Térmica entre temperatura de reservorio y ambiente

 

Depletación a Volumen Constante

Volumen de Líquido Depositado a temperatura de reservorio

Factor de compresibilidad del gas Z

Factor de compresibilidad bifásico

Producción Acumulada

Análisis Cromatográfico de la composición del gas liberado hasta (N2, CO2, C1 – C10+), Peso Molecular y SPG  en cada etapa

Cálculo de riqueza de mezcla del gas liberado

Cálculo de factor de volumen del gas, viscosidad del gas

Determinación de la Viscosidad del fluido.

 

ENSAYOS DE SEPARACION EXPERIMENTALES

Presión Óptima  de  Separación  Para Separadores de Dos Etapas. Por muestra

Presión adicional

Presión Óptima  de  Separación Para Separadores de Tres Etapas (Dos Etapas y Tanque). Por muestra

 

ESTUDIOS REOLÓGICOS

  • Determinación de curvas de esfuerzo de corte y viscosidad en función de la deformación.
  • Determinación de tixotropía en crudos.
  • Preparación de emulsiones agua – petróleo.
  • Estudio de viscosidad de emulsiones por muestra.
  • Estudio de comportamiento reológico de crudos dosificados con producto químico inhibidor/dispersante de parafinas o asfaltenos por dosificación.
  • Deshidratación de muestras emulsionadas a presión, sin pérdida de livianos.
  • Estudios de viscosidad de petróleo vivo.
  • Estudios especiales de reología – deposición de parafinas y asfaltenos.

 

OTROS ESTUDIOS Y SERVICIOS

  • Transferencia de líq. en laboratorio.
  • Transferencia de líq. en laboratorio MDT o RCI.
  • P-V a Temp. Ambiente
  • P-V a Temp. Reservorio
  • Composición fluido presurizado (C40+)
  • Determinación de factor de volumen
  • Viscosidad a diferentes presiones a Tres.
  • Recombinación física RGP especificada
  • Recombinación física Pb especificada
  • Mínima presión de Miscibilidad
  • Ensayo de hinchamiento (Gas o CO2)
  • Análisis composicional de gases
  • Peso molecular del petróleo
  • Análisis composicional de petróleos C20+, PM, Densidad
  • Análisis extendido de petróleos C44+
  • Análisis composicional de gases (O2-C10+).
  • Análisis extendido de gases (C13+).
  • Precipitación de Parafinas a diferentes Temp., y 3 P por comportamiento reológico
  • Confección de archivos en formato PVTi, PVTP, HYSIS y otros
  • Tensión interfacial G-P ó A-P
  • Coeficiente de expansión térmica entre T amb., y Tres
  • Validación de Muestras
  • Supervisión de Toma de muestra por día
  • Alquiler de botellones para toma de muestras por día

 

PROTOCOLOS LABORATORIO PVT

TOMA DE MUESTRA – NORMA API- RP44

 

  1. ACONDICIONAMIENTO DE POZO

Consideraciones generales

El objetivo del acondicionamiento de pozos es reemplazar el fluido de reservorio no representativo localizado en los alrededores del pozo por fluido original.

El cierre del pozo no es necesariamente suficiente para restablecer las condiciones originales. Se necesita que el pozo fluya a caudales bajos para reemplazar al fluido alterado.

 

Acondicionamiento

El proceso de acondicionamiento de pozos de gas – condensado, al igual que en los pozos de petróleo, está basado en la interpretación de los cambios de la relación gas-condensado y/o relación gas-petróleo resultantes de reducir el caudal de producción.

  1. El acondicionamiento se podrá iniciar una vez que el pozo limpio haya producido durante un tiempo mínimo de 24 hs, esto con el objeto de eliminar el daño generado en la terminación y los posibles bolsones de gas.
  2. Se cierra el pozo durante un tiempo mínimo de 24 hs.
  3. Se registra la presión, hasta que se observe tendencia de estabilización, es decir, que le presión medida sea lo más cercana posible a la presión estática original del reservorio.
    • a – Registrar: Presión, Temperatura a profundidad de los punzados.
  4. El pozo debe acondicionarse para sucesivas reducciones de caudal, mediante reducciones de orificio.
    • a – Se abre el pozo conectado a un separador trifásico, utilizando un orificio de diámetro medio, con el objeto de evitar una gran caída de presión de boca
    • b – Se deja producir hasta estabilizar caudales y presiones
    • c – Se cambia el orificio por uno de menor diámetro comparando las relaciones de gas y condensado o las relaciones gas – petróleo.
    • d – Cuando estas son constantes, es posible sacar la muestra
    • e – Para cada orificio se registran:
      • Caudal de gas, caudal de condensado (en casos de Pozos de Gas Condensado), caudal de petróleo, caudal de agua, presión diferencial.
      • Presión estática.
      • Temperatura de fondo, temperatura del separador.
      • Presión y  temperatura dinámica de boca y presión de separador.

 

El pozo es considerado acondicionado cuando se realizan reducciones adicionales de caudal y estas no afectan la relación gas-condensado o de gas-petróleo estabilizada (variaciones no mayores a +/- 5%).

El caudal de producción debe ser suficiente para evitar que el flujo sea intermitente, ya que es sumamente difícil medir una relación gas-condensado o gas-petróleo estabilizada en estas condiciones. Además, las composiciones de gas y líquido de separador en los momentos de flujo intermitente pueden ser distintos a las composiciones en los momentos de flujo estable.

 

  1. TOMA DE MUESTRA EN SUPERFICIE

El procedimiento consiste en tomar muestras de gas y líquido en equilibrio, de un separador de campo, registrando mediciones exactas de los caudales de gas y líquido producidos en el momento del muestreo.

Las muestras de gas y líquido deben ser tomadas al mismo tiempo. La diferencia en el tiempo no debería exceder a 1 hora, debido a que, pueden ocurrir cambios importantes en la condiciones de separación (por ej. Temperatura).

Ambas muestras, gas y líquido, deben ser tomadas por duplicado para asegurar al menos una muestra representativa.

Es esencial que los caudales de gas y líquido de separador sean medidos correctamente durante el muestreo, para asegurar que las muestras sean representativas.

Luego, las muestras de gas y líquido, son recombinadas en el laboratorio para reproducir el fluido de reservorio.

Mediciones

Las mediciones durante el muestreo son las mismas que para el acondicionamiento de pozo:

  • Caudal de gas.
  • Caudal de condensado: se debe aclarar el punto de medición (líquido en tanque o líquido en separador)
  • Caudal de agua
  • Presión diferencial.
  • Presión estática.
  • Presión y temperatura dinámica de fondo
  • Presión y temperatura dinámica de boca.
  • Presión en el separador.
  • Relación gas-condensado: aclarar punto de medición del líquido.

Muestreo de Gas en el Separador

Las muestras son almacenadas en botellones que generalmente tienen una capacidad de 20 litros y doble válvula. Se puede realizar por dos métodos:

  1. Por llenado de un botellón sometido a vacío: Este método es especialmente útil cuando la temperatura del separador es sustancialmente mayor que la temperatura atmosférica
    • a – El botellón se llena conectándolo el separador, purgando la línea de conexión y luego permitiendo que el gas fluya hasta alcanzar la presión deseada. El botellón no es purgado.
  2. Purgando el botellón con el gas a ser muestreado.
    • a – Requiere llenar y vaciar el botellón con gas de separador varias veces, de modo de purgar el contenido de aire.
    • – El número de veces recomendado para purgar el botellón es inversamente proporcional a la presión.

Muestreo de Líquido en el Separador

Los botellones utilizados tienen, generalmente, una capacidad de 400 a 600 cc y doble válvula. Hay dos métodos básicos:

  1. Por desplazamiento de un líquido

Consiste en conectar un botellón, lleno con un liquido (mercurio, salmuera, glicol o agua), al separador. Luego de purgar la línea de muestreo, se abre la válvula superior del botellón, de modo de que alcance la presión en el separador. Luego se abre lentamente la válvula inferior del botellón para permitir que el líquido ingrese al botellón desplazando el líquido residente con una mínima reducción de presión. Cuando se ha colectado el volumen de muestra requerido, se cierran sucesivamente la válvula inferior y superior del botellón.

  1. Por desplazamiento de gas de separador

El método consiste en desplazar gas de separador contenido en el botellón por medio de líquido del separador. El botellón es conectado a un punto adecuado a la línea de gas y se hace que el gas fluya a un caudal moderado a modo de desplazar el aire. Se desconecta, se conecta la línea de líquido por la parte inferior y por la parte superior se ventea el gas en exceso ajustando el caudal para que la reducción de presión en el botellón sea despreciable.

 

  1. MEDICIÓN DE PRESIÓN ESTÁTICA
    1. Cerrar el pozo durante un tiempo mínimo de 24 hs.
      Registra la presión, hasta que se observe tendencia de estabilización. Se debe registrar la Presión y la Temperatura a la profundidad de los punzados.

 

  1. TOMA DE MUESTRA DE FONDO
    El acondicionamiento del pozo mantiene el mismo procedimiento descrito inicialmente hasta el punto 3

      1. Se cierra el pozo durante un tiempo mínimo de 24 hs.
      2. Se registra la presión, hasta que se observe tendencia  de estabilización, es decir, que le presión medida sea lo más cercano posible a la presión estática original del reservorio.
        • a – Registrar: Presión, Temperatura a profundidad de los punzados.
      3. Se hace un gradiente, para determinar la densidad de la columna. A partir de este gradiente, se determina la profundidad a la que se obtendrá la muestra
        Se registra:

        • a – Presión
        • b – Profundidad
        • c – Cálculo de densidad

La profundidad de muestreo debe ser tal que se evite la interface agua petróleo y gas petróleo. Se toman muestras por duplicado, a una profundidad tal que la densidad sea aproximada al fluido de reservorio. Una vez acondicionado el pozo, se procede de la siguiente manera:

  1. Se procede a bajar el toma muestra a la profundidad indicada.
  2. Esperando el momento en el que se accione el mecanismo de disparo que cerrara el contenedor de la muestra.
  3. Se extrae el toma muestra y se procede a la validación de misma.

Para la validación, se realizan curvas presión – volumen, para ambas muestras, determinándose la Presión de burbuja.  La variación entre ambas Pb, no debe ser mayor a 3 a 5%. En el caso de que se supere este valor se deberá repetir el muestreo.

 

VALIDACIÓN DE MUESTRAS

Dependiendo del tipo de muestreo la metodología de validación a realizar es la siguiente:

Validación de las Muestras de Fondo

Se verifica el valor de la presión de transferencia sea mayor o igual a la presión de Reservorio.

Validación de las Muestras de Superficie

Se verifica el valor de la presión de burbuja mediante el ensayo PV a las muestras de líquido tomadas en separador.

  • Ensayo PV del botellón de Líquido de Separador a condiciones de Separador.

 

ENSAYO FLASH

En los estudios PVT se realiza una separación adicional de petróleo y gas sobre la muestra original. Esta separación se realiza sólo con fines composicionales. En este caso se realiza la siguiente secuencia de procesos de laboratorio:

  1. Se presuriza la muestra por encima de la presión de burbuja del sistema.
  2. Se homogeniza la mezcla a temperatura ambiente (o a la mínima temperatura a la que puede realizarse el proceso).
  3. Se extrae una alícuota del fluido, manteniendo la presión de la muestra. En esta etapa se recoge una cierta cantidad de líquido y de gas a presión y temperatura ambiente, se determina la Relación Gas-Petróleo del flash.
  4. Se caracterizan composicionalmente ambos fluidos. También se determinan el Factor Volumétrico del Petróleo (Bo_flash), la densidad y peso molecular (PM) del líquido y se caracteriza la fracción pesada del mismo.

Determinaciones para muestras tomadas en fondo:

  • Análisis Cromatográfico del gas del Flash hasta C11+.
  • Cálculo de Riqueza del gas de flash.
  • Análisis Cromatográfico del líquido de flash hasta C44+.
  • Determinación experimental de Peso Molecular del Líquido de flash.
  • Determinación experimental de Densidad del Líquido de flash
  • Recombinación a la Relación Gas-Petróleo del Flash para obtener el Fluido de Reservorio.
  • Recombinación Física de la muestra en Celda

Determinaciones para muestras tomadas en superficie:

  • Análisis Cromatográfico del Gas de Flash hasta C20+.
  • Cálculo de Riqueza de Mezcla del Gas de Flash.
  • Análisis Cromatográfico del Líquido de Flash hasta C40+.
  • Análisis Cromatográfico del Gas de Separador hasta C20+.
  • Cálculo de Riqueza de Mezcla del Gas de Separador.
  • Determinación experimental de Peso Molecular del Líquido de Flash.
  • Determinación experimental de Densidad del Líquido de Flash
  • Obtención del Líquido de Separador partiendo de las Cromatografías de Gas y Líquido de Flash y la Relación Gas – Petróleo obtenida en el Ensayo Flash.
  • Obtención del Fluido de Reservorio partiendo de las Cromatografías de Gas y Líquido de Separador y la Relación Gas – Petróleo de las condiciones de Separador.

 

ENSAYO A MASA CONSTANTE 

Este estudio consiste en sucesivas expansiones de la celda cargada con un volumen determinado de fluido recombinado y el análisis de la evolución del volumen de la celda en función de la presión.

Determinaciones: Casos de muestras de Petróleo y Petróleo Volátil

  • Curva Relación Presión-Volumen
  • Determinación de la Presión de Burbuja.
  • Densidad del Petróleo.
  • Compresibilidad del Petróleo en fase Monofásica
  • Coeficiente de Expansión Térmica.

Determinaciones: Casos de muestras de Gas Condensado

  • Presión de rocío a temperatura de reservorio.
  • Factor de compresibilidad del gas y factor de compresibilidad bifásico.
  • Factor de volumen del gas.
  • Densidad del gas.
  • Coeficiente de compresibilidad isotérmico.
  • Curva de condensación retrograda a masa constante.

 

ENSAYO DE LIBERACIÓN DIFERENCIAL

Este estudio simula la explotación de la capa retirando volúmenes de gas excedentes al bajar la presión por debajo de la presión de saturación, midiendo la relación gas petróleo (Rs), el factor de volumen del petróleo (Bo), el factor de volumen del gas (Bg), la densidad del fluido en cada etapa. El gas liberado en cada etapa es analizado en un cromatógrafo para determinar su composición y propiedades.  La metodología de ensayo es la siguiente:

  1. Se coloca en la celda PVT el fluido recombinado.
  2. Se establecen las condiciones de presión y temperatura del Reservorio.
  3. Se determinan las etapas de presión al cual se realizara la prueba.
  4. Establecer la presión de la prueba en la presión de burbuja y medir el volumen de líquido.
  5. Reducir la presión a la siguiente etapa.
  6. Remover el gas liberado.
  7. Medir la gravedad específica y el volumen de gas a condiciones STD (14.7 psi – 60ºF)
  8. Medir el volumen de líquido remanente a condición de presión y temperatura de la Celda.
  9. Repetir el procedimiento hasta alcanzar la presión atmosférica.

Determinaciones: Casos Petróleo Negro – Petróleo Volátil

  • Relación Gas en Solución y Gas Liberado (Rs)
  • Factor de Volumen del Petróleo (Bo)*
  • Factor de Volumen Total (Bt)
  • Densidad del Petróleo (ρo)
  • Viscosidad del Petróleo (μo) *
  • Propiedades de los Gases Liberados
    • Composición de los Gases en c/etapa de depleción.
    • Riqueza en productos condensables
    • Factor de Compresibilidad del Gas (Z)
    • Factor de volumen del gas (Bg)
    • Viscosidad de los gases liberados (μg)

*En casos de PVT de Petróleo Volátil, se determina el Factor Volumétrico del Petróleo y la Viscosidad del Petróleo.

 

ENSAYO A VOLUMEN CONSTANTE 

Experimentalmente son un conjunto de expansiones y desplazamientos a presiones por debajo de la presión de rocío o burbuja (dependiendo del fluido) manteniendo la presión constante de la mezcla de forma que el volumen de gas y de líquido en la celda sea igual a la inicial  al terminar cada desplazamiento. El gas que es removido isobáricamente se le determina el volumen y la composición, además para cada presión se calcula el volumen de líquido depositado en el fondo de la celda, el factor de compresibilidad del gas retirado y el de la mezcla bifásica que va quedando.

Determinaciones: Casos de muestras de Gas Condensado y Petróleo Volátil

  • Porcentaje de Efluente Producido en función de la Presión.
  • Porcentaje de Líquido Condensado/Remante en función de la Presión.
  • Determinación de la composición del efluente producido hasta C20+ en función de la Presión.
  • Cálculo de Factor de Volumen del Gas, Bg.
  • Cálculo de Viscosidad del Gas Liberado en función de la Presión.
  • Cálculo de Riqueza de mezcla del Gas Liberado.

 

CARACTERIZACIÓN REOLÓGICA DE FLUIDOS

El objetivo del estudio Reológico es conocer las curvas de comportamiento de esfuerzo de corte y viscosidad de muestras de petróleo a presión atmosférica y determinar el modelo de comportamiento reológico a cada temperatura. En este ensayo se determina la temperatura a la cual el petróleo pasa de comportarse como un fluido NEWTONIANO a NO NEWTONIANO (pseudoplástico, bingham generalizado, etc.). Esta temperatura es considerada como la de inicio de precipitación de parafinas

 

  • Esfuerzo de corte (Shear Stress) vs. Deformación (Shear Rate).
  • Viscosidad aparente vs. Deformación (Shear Rate).
  • Viscosidad vs. Temperaturas de ensayo
  • Ajuste del Modelo de Fluido

 

El funcionamiento del viscosímetro Brookfield se basa en el principio de la viscosimetria rotacional; mide la viscosidad captando el par de torsión necesario para hacer girar a velocidad constante un husillo inmerso en la muestra de fluido a estudiar. El par de torsión es proporcional a la resistencia viscosa sobre el eje sumergido y en consecuencia, a la viscosidad del fluido. El procedimiento es el siguiente:

 

  1. Se monta el viscosímetro con su dispositivo de protección sobre su soporte. Se llena un vaso con el producto a ensayar, teniendo cuidado de no producir burbujas de aire. Introducirlo en el baño de agua a la temperatura del ensayo. Esperar que se equilibren las temperaturas.
  2. Sumergir el vástago en el líquido a medir hasta la marca que figura sobre el eje. Bajar el viscosímetro sobre su soporte y fijar el vástago al eje. Comprobar verticalidad y temperatura.
  1. Poner el motor en marcha. Ajustar a la velocidad deseada. Desbloquear la aguja y dejar que gire hasta que se estabilice sobre el dial. Generalmente tarda entre 5 y 10 segundos. Bloquear la aguja y anotar la lectura. Después, volver a poner en marcha el motor y tomar otra lectura.
  2. Se continúa tomando lecturas hasta que 2 valores consecutivos no difieran en ± 3 %, salvo otra indicación. Tomar el valor medio de las dos últimas lecturas

 

 

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