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El objetivo principal de la ingeniería de yacimientos y producción es maximizar la recuperación definitiva de hidrocarburos de la manera más económica y dentro del marco de tiempo más rápido. Comprender cómo se comporta el fluido en las condiciones del depósito, a través del proceso de agotamiento de la presión y hasta que el fluido llega a la superficie es fundamental para responder preguntas importantes, como:

• ¿Qué tan grandes son los depósitos de petróleo?
• ¿Qué método de recuperación debe utilizarse?
• ¿El fluido contiene compuestos no deseados que corroen los tubos o tapan el pozo?
• ¿El fluido se solidificará y depositará en las tuberías, poniendo en peligro la producción?
• ¿Qué presiones separadoras maximizarán la recuperación de aceite?
• ¿Los volúmenes de fase provocarán problemas hidrodinámicos, como babosas, en el flujo dentro de las tuberías?

Durante el desarrollo de yacimientos de petróleo y gas, el fluido producido se somete a varias condiciones. A medida que viajan desde el depósito, hasta las tuberías y luego a través de las instalaciones de superficie, la presión y la temperatura del sistema cambian. A lo largo de este proceso, la composición del fluido, los volúmenes de petróleo y gas y las propiedades del fluido, como la densidad y la viscosidad, también variarán.

Para estudiar cómo se producirán estos cambios volumétricos, se realizan de forma rutinaria varios experimentos de laboratorio con muestras de aceite de reservorio en una celda de PVT, reproduciendo las condiciones a las que se someten los fluidos durante la producción. Las pruebas de PVT más comunes que se realizan para caracterizar estos fluidos de reservorio son:

Expansión de Composición Constante (CCE)

El experimento CCE, también llamado experimento de Expansión de Masa Constante (CME) o simplemente una prueba de presión-volumen (PV), se realiza en condensado de gas o petróleo crudo para investigar las relaciones PV del sistema.

En este experimento, el fluido se mantiene en condiciones de depósito, luego la presión se agota en pasos a temperatura constante del depósito y el volumen total de hidrocarburos se mide a cada presión. No se extrae gas ni líquido de la celda de PVT en ningún momento a lo largo de este experimento . A continuación, en la Figura 1, se ilustra un esquema del experimento CCE.

Agotamiento de volumen constante (ECV)

El experimento de ECV se realiza solo para mezclas de condensados de gas y aceites volátiles, suponiendo que el líquido retrógrado que aparece durante la producción permanece inmóvil en el depósito.

El fluido se mantiene a la temperatura del depósito y a la presión del punto de saturación, y luego la presión se agota en pasos a una temperatura constante del depósito. En cada paso de presión, se forma una segunda fase y se registra el volumen total del fluido. Para lograr el siguiente agotamiento de presión, se inyecta mercurio en la celda y se elimina el gas para que el volumen de mezcla de gas y aceite restante sea igual al volumen del punto de saturación . A continuación se presenta un esquema del experimento de ECV en la Figura 2.

Liberación diferencial (DL)

La prueba de liberación diferencial (DL) es quizás el experimento de laboratorio más común realizado en muestras de petróleo crudo. Al igual que en el experimento CCE, el fluido se mantiene a temperatura de depósito y, por lo general, a presión de saturación. Luego, la presión se reduce en pasos a una temperatura constante del depósito. El gas liberado primero alcanza el equilibrio con el aceite restante, luego se retira de la celda y se flashea a condiciones estándar. El volumen de las dos fases se mide y registra en cada nivel de presión .

El proceso de agotamiento anterior se repite a temperatura constante del depósito hasta alcanzar una presión cercana a la presión atmosférica. La siguiente figura muestra el esquema de este experimento.

Pruebas de separación

Las pruebas de separación se realizan para determinar el comportamiento del fluido del depósito a medida que pasa a través de las instalaciones de superficie y luego al tanque de almacenamiento.

El fluido del depósito se coloca en una celda (un separador) a la temperatura del depósito y su presión de saturación. A continuación, el aceite se destella en las condiciones de separación especificadas. Cuando se alcanza el equilibrio de fase, el gas se elimina del sistema, donde se mide su volumen, gravedad del gas y composición. A continuación, se mide el volumen y la densidad de la fase de aceite restante. Después, este líquido restante se somete de nuevo a las siguientes condiciones de separación y se repite el proceso . A continuación se muestra un esquema de una prueba de separador de varias etapas.

A pesar de que estos experimentos de PVT capturan el comportamiento real de los fluidos del depósito, solo se pueden realizar dentro de un rango limitado de presiones y temperaturas. Una vez que las condiciones originales pueden cambiar con el tiempo y las estrategias de recuperación, es necesario conocer el comportamiento del fluido dentro de un rango más amplio. De esta manera, las simulaciones describirán y cuantificarán el comportamiento y las propiedades de la fase de fluido en cualquier condición.

En los próximos artículos, presentaremos las soluciones de simulación de ESSS para el análisis de yacimientos y PVT. También analizaremos cómo se puede utilizar el software de simulación para caracterizar su fluido. ¡Estén atentos!