Análisis PVT para reservas de aceite

 

En un laboratorio de presión-volumen- temperatura, los investigadores emplean un arsenal de instrumentos para determinar el comportamiento de los fluidos del yacimiento y las propiedades de las muestras de gas y petróleo. Su objetivo es para simular lo que se lleva a cabo en el depósito y en la superficie durante la producción. Un aspecto central del análisis PVT es cómo evoluciona el gas de petróleo cuando la presión cae por debajo del punto de burbuja. Los investigadores utilizan dos procesos para describir la liberación esta –“el flash” y “liberación diferencial”.

“el flash” de la liberación, una caída de presión repentina hace que el gas salga de la solución, que luego permanezca confinado con el aceite que queda. En la liberación diferencial, el gas sale de la solución cuando la presión se reduce gradualmente, pero se retira del aceite.

El gas sale de la solución y permanece inicialmente en el contacto poros con el aceite. Mientras tanto, el aceite de una sola fase continúa fluyendo en el pozo, a pesar de que tiene una composición ligeramente diferente que la del fluido del depósito inicial. Cuando se acumula suficiente gas para llegar a la saturación de gas crítica, comienza a fluir. Dado que el gas es menos viscoso y fluye más rápido que el petróleo, el gas se convierte ahora en la liberación diferencial.

La liberación de gas se produce en la tubería, se considera flash de liberación porque la agitación del flujo mantiene las dos fases en contacto unos con otros. Liberación Flash también domina en el separador, donde una caída de presión repentina libera más gas del aceite mientras que los dos permanecen en contacto.

La prueba de flash liberación se utiliza para determinar el punto de burbujeo del fluido del depósito. Tanto flash y pruebas de liberación diferencial establecen parámetros que se relacionan los volúmenes superficiales de petróleo y gas producido y sus volúmenes de depósito.

Determinación del punto de burbuja

El punto de burbuja se determina durante una prueba de liberación instantánea en una pequeña cantidad de líquido del depósito (aproximadamente 100 cm3 ), la muestra de fondo de pozo o recombinado desde el separador. Después de transferir la muestra a una celda de alta presión se mantiene a presión del depósito, la presión de la celda fue disminuyendo gradualmente mediante la eliminación de mercurio a partir de la celda. Para cada cambio de volumen, se registra presión de la celda.

Al llegar al punto de burbujeo, el gas sale de la solución y cualquier remoción de mercurio posterior causa que pequeñas reducciones de la presión. Esta transición está bien marcada en un gráfico de presión-volumen de los datos (a continuación).

Determinación de burbujeo durante una prueba de flash liberación. Comenzando por encima de la presión del depósito, la presión en el depósito de muestra se reduce en pasos mediante la eliminación de mercurio a partir de la celda. La pendiente inicial de la curva de presión-volumen es muy empinada hasta que el gas comienza a salir de la solución en el punto de burbujeo. Entonces, cualquier aumento subsiguientes de volumen provocan pequeños cambios en la presión de la celda y la pendiente de la presión-volumen de respuesta, muestra una pendiente reducida drásticamente.

El punto de burbuja es crucial para la comprensión de cómo se comportan los hidrocarburos en el depósito e indica los mecanismos de accionamiento probables. Por ejemplo, si la presión del yacimiento se encuentra inicialmente en el punto de burbuja, una tapa del gas es casi seguro que existe de que se expandirá, empujar el petróleo hacia el pozo y el aumento de la recuperación de 40 por ciento del petróleo en el lugar.

En un yacimiento productor por debajo del punto de burbuja, que sale de la solución o bien puede ser producido, o si la producción es lenta y la permeabilidad vertical es alta, puede migrar hacia arriba y formar un casquete de gas secundario que ayuda a impulsar el depósito. Este tipo de unidad, llamado segregación gravitacional, puede producir hasta un 70 por ciento del petróleo en el lugar.

Si la presión inicial del yacimiento es mucho más alta que el punto de burbuja, lo que significa que el aceite se subsaturado (contiene poco gas disuelto), entonces la única unidad será la expansión líquida monofásica, lo que resulta en una mala recuperación - sólo un pequeño porcentaje del aceite en su lugar. Un programa de recuperación mejorada puede entonces ser implementado. La presencia de una unidad de agua natural en este caso, sin embargo, podría dar lugar a una recuperación de hasta el 60 por ciento o el aceite en su lugar.

En el caso de un depósito de condensado retrógrado, el único mecanismo de empuje es de expansión de gas, pero como la presión disminuye grandes cantidades de aceite, llamados condensado, se puede condensar a partir del gas permanecen en el depósito

Para entender el complejo comportamiento de un fluido del yacimiento, primero vamos a seguir el caso de un solo compuesto de hidrocarburos inicialmente en forma líquida en una celda que contiene mercurio a presión (abajo).

Como el mercurio se retira poco a poco, con la temperatura se mantiene constante, el líquido se expande y la presión en las gotas de condiciones isotérmicas simulan una temperatura generalmente constante de un depósito.

La presión sigue bajando con eliminación adicional del mercurio hasta que la primera burbuja de gas sale de la solución de punto de burbuja.

Por debajo de la presión del punto de burbuja, el gas continúa la expansión como se elimina el mercurio, pero la presión se mantiene constante. Cuando todo el líquido se haya vaporizado-la expansión de gas de punto de rocío está de nuevo acompañada por la disminución de la presión. Este experimento funciona a diferentes temperaturas, produce diferentes puntos de burbuja y puntos de rocío.

Proyecta el lugar geométrico de puntos de burbuja, la curva de punto de burbuja, y el lugar geométrico de los puntos de rocío, la curva del punto de rocío, en un gráfico de presión-temperatura produce una línea divisoria única conocida como la curva de presión de vapor (arriba). Por encima de esta curva existe el hidrocarburo como un líquido, por debajo como un gas. En el punto crítico, las fases de líquido y de gas son indistinguibles.

Multicompuestos de hidrocarburos generan complicados diagramas de fase, cuya forma depende de la composición de la mezcla (derecha, arriba). Las curvas de proyección del el

punto de burbuja y punto de rocío ya no coinciden pero se producen y donde el gas y el líquido coexisten.

La temperatura máxima de la envolvente de dos fases se llama la cricondeterma. Los diagramas de fase ilustran la evolución de las fases de hidrocarburos durante la producción.

El agotamiento de la presión se representa como una línea vertical, porque la temperatura del yacimiento en general se mantiene constante (a la derecha, arriba)

Diagrama de fases de una mezcla de hidrocarburos multicompuestos. Dentro de la envoltura formada por las curvas de punto de burbuja y del punto de rocío, el fluido existe como gas y líquido, por encima de la curva del punto de burbuja como único líquido y por debajo de la curva del punto de rocío como solo gas. La Curva adicional dentro de la envoltura representan el porcentaje constante de líquido-la máxima temperatura de la dos fases del sistema se llama el cricondeterma.

Fase diagramas de gas, condensado de gas y aceite de yacimiento. En un yacimiento de gas (arriba), sólo hay gas inicialmente. El gas Productor a condiciones de separador crea una mezcla de gas y de petróleo condensado.

En un yacimiento de condensado de gas retrógrado (centro), la temperatura es inferior a la cricondeterma, causando aceite condensado disminuyendo la presión

En un yacimiento de petróleo por encima del punto de burbuja (abajo), todo el gas se disuelve en el aceite. Si la presión cae por debajo del punto de burbuja, el depósito contiene dos fases-petróleo y gas libre, que ha salido de su solución. Cuando el aceite se trae a la superficie, libera gas. Ahora ampliado, compone de gas en la superficie y gas liberado del aceite durante la producción.

Si la temperatura del yacimiento excede la cricondeterma, el gas seco sólo existirá en el depósito a través de la producción. Este mismo gas producido a las condiciones de superficie caerá dentro de la envoltura y se convertirá en una mezcla de gas y líquido.

Si la temperatura del yacimiento de gas está por debajo de la cricondeterma, se produce una transición llamada condensación retrógrada: aceite condensa con disminuir en lugar de aumento de la presión (derecha, centro).Este tipo de depósito se llama apropiadamente un condensado de gas retrógrado.

En un depósito de aceite a una temperatura por debajo del punto crítico, solo aceite líquido que contiene gas disuelto existe por encima de la punto de burbuja (derecha, abajo).Cuando se produce este aceite a la superficie, el gas sale de la solución, la cantidad dependiendo de gas y petróleo son fácilmente relacionada con volúmenes en condiciones de depósito.

Relacion del volumen del yacimiento a la superficie

Además del punto de burbuja, hay tres parámetros importantes derivados de flash y diferenciales pruebas de liberación que se relacionan volúmenes de superficie para volúmenes del yacimiento y por lo tanto ayudan a determinar la cantidad de hidrocarburos en su lugar (a la izquierda). Estos son los factores de volumen de formación de petróleo y gas,B0 y Bg, y la relación gas-aceite en solución.

B0 - el factor de volumen de formación de petróleo es igual a la cantidad de aceite que debe ser retirado del depósito para producir un barril de petróleo en condiciones de tanque en condiciones de la superficie estándar de 14.7 libras por pulgada cuadrada absoluta (psia) (1 atmósfera) y 60 ° F (15,5 ° C). Se expresa en forma de barriles de yacimientos por barril de tanque (res bbl/STB or res m3/stock-tank m3).

El petróleo en el lugar en el STB es:

Dónde geológica, la explotación forestal y el núcleo de análisis proporcionará estimaciones de volumen de recipiente V, saturación de agua Sw y porosidad Ø. Esta forma de estimación de reservas se llama al método volumétrico.

Bg - El factor de volumen formación de gas es igual al volumen de gas en el yacimiento que producirá un pie cúbico en la superficie bajo condiciones estándar. Se expresa en barriles del yacimiento por pie cúbico estándar (res bbls/scf or res m3/std m3).

El volumen estándar de gas en el lugar es:

Rs - La relación gas - aceite en solución es el volumen de gas en condiciones estándar que se disuelve en un STB de aceite bajo condiciones de yacimiento, expresadas en pies cúbicos estándar por barril de tanque (scf/STB or sm3/stock-tank m3).

La cantidad de gas en SCF es:

Entender que el fluido en el depósito es mejor simularlo por liberación diferencial mientras fluya al pozo y a través del separador es mejor simularlo por una serie de liberación de destello denominada como separación flash.

El laboratorio establece que una prueba de liberación diferencial es idéntica a una prueba de liberación flash, excepto cuando la reducción de presión comienza desde el punto de burbuja, y el gas liberado después de cada decremento de presión es retirado a través de un puerto mientras se inyecta mercurio a presión constante (derecha). Para cada etapa, el gas libre y los volúmenes reducidos de aceite son medidos así como el volumen del gas libre a las condiciones estándar. Eventualmente, después de 4 a 8 reducciones de presión bajo condiciones atmosféricas, la celda contiene únicamente aceite residual a la temperatura del depósito, el cual es enfriado a temperatura estándar y su volumen es medido.

Una prueba de separación flash es usada para establecer ajustes a presiones óptimas para la superficie del separador y al número apropiado de etapas de separación, los cuales son designados a conservar los hidrocarburos ligeros y maximizar la recuperación

de líquido. Las pruebas involucran unas series de liberaciones flash de una muestra de fluido introducido dentro de un sistema de separación a pequeña escala. La separación de presiones y temperaturas son modificadas por pasos, y a cada etapa, el volumen de gas liberado y el volumen restante de líquido son medidos. Los datos obtenidos de estas pruebas son combinados para determinar B0, Bg, y Rs que reflejan la producción actual.

Análisis composicional

El análisis composicional de las muestras del depósito, una muestra clave de los análisis PVT, tienen varias aplicaciones en los depósitos y producciones de ingeniería. Lo más importante es establecer como mucha de la gasolina, keroseno, aceite combustible, aceite pesado y el bitumen llegan refinados de un barril de crudo, el cual determina el valor comercial del crudo (ver “composición de hidrocarbonos”, página 12). La composición también dicta como y donde serán refinados los crudos. Un crudo ligero puede ser refinado a través de destilación, pero crudos más pesados deberán ser procesados a temperaturas muy altas (>1000 °F [540 °C]), lo cual rompe o agrieta las moléculas más grandes de la serie parafínica en moléculas pequeñas, y moléculas ligeras. Las refinerías configuradas económicamente al proceso de una composición específica del crudo no pueden aceptar todo tipo de crudo. Otra aplicación es la detección de compuestos corrosivos que requieren productores no corrosivos especiales y transportación de equipamiento.

La principal técnica de análisis composicional es la cromatografía de gas3. En esta técnica, una muestra de hidrocarbono es calentada a la vaporización y circulada por un móvil inerte de gas a través de una columna de material absorbente poroso. El material absorbente puede ser sólido – gel de sílice, carbón o un tamiz de zeolitas sintéticas – o más comúnmente un líquido solvente que recubre las partículas de un sólido inerte.

La muestra es introducida en el puerto de inyección del cromatógrafo usando una jeringa o una válvula de muestreo de gas. El puerto está a temperatura alta – 650 °F a 850 °F [350 °C a 450 °C] – para vaporizar la muestra antes que sea introducido dentro de la columna. Un portador inerte de gas tal como helio, nitrógeno o hidrógeno circula la muestra a través de columnas absorbentes. El compuesto individual de hidrocarbono se alterna entre líquido, sólido o gas. Como líquido o sólido; ellos permanecen absorbidos, mientras que como gas, son transportados por el gas inerte fuera de las columnas. Los compuestos ligeros preferentemente permanecen como gas y son rápidamente retirados, mientras que los compuestos más pesados avanzan lentamente a través de la columna. Cada compuesto es identificado por observar cuánto tiempo tarda en salir.

Los compuestos son usualmente identificados por una flama detectora de ionización (TCD). En el FID, una flama compuesta de hidrógeno y aire quema los compuestos que salen, ionizándolos. Un cambio en la conductividad de las flamas, es proporcional a los iones y electrones en el compuesto quemado, mostrándolo como picos cromatográficos. El FID detecta compuestos más pesados que C2H6, o en diagramas PVT al C2+ (ver “composición de hidrocarbonos” página 12). Desafortunadamente, la técnica de FID destruye la muestra, y no podrá reconocer los componentes que no fueron quemados, como el nitrógeno y el dióxido de carbono.

El detector TDC mide la frecuencia característica en la que se disipa a través de cada componente. El filamento de calor del platino, tungsteno o níquel con constantes de

ejecución actual son disipadas a un ritmo constante por el portador de gas. El ritmo de pérdida de calor se reduce cuando una muestra de una mezcla y un portador de gas pasan por encima de un filamento, causando un incremento en la temperatura y la resistencia eléctrica del filamento. Los cambios en resistividad son grabados como picos. El detector TCD puede ser usado para analizar compuestos para C5 o C6.

Comparación entre liberación flash y liberación diferencial. La liberación flash, la cual representa la separación en cada etapa de producción, involucra un repentino cambio de presión que causa la separación rápida del fluido, o “flash” dentro del gas y los componentes del aceite. En la liberación diferencial, que representa la reducción de presión en el depósito, decrece la presión gradualmente y cualquier gas liberado es removido del aceite.

La salida resultante de los picos de cualquier de detector se llama un cromatograma (arriba a la derecha). El área bajo cada pico es proporcional a la concentración del compuesto correspondiente. El tiempo que tarda cada compuesto para pasar a través de las columnas se conoce como el tiempo de retención. Los tiempos de retención y las amplitudes de los picos se calibran mediante la inyección en el cromatógrafo con una mezcla estándar de composición conocida.

La destilación tiene 8 a 12 horas para llevar a cabo, incluyendo la cromatografía de gases, y requiere un tamaño de muestra mínimo de 40 cm3. La destilación puede conducir a mediciones inexactas de los compuestos intermedios (C5 a C11) que tienen un punto de ebullición inferior a la temperatura ambiente. A medida que la columna alcanza la temperatura ambiente al final de la destilación, los compuestos intermedios se condensan y vuelven a caer en el residuo líquido pesado. Las propiedades medidas de los residuos

Densidad en el punto de burbuja

Densidad debajo del punto de burbuja

Liberación Flash

Densidad en el punto de burbujaDensidad Inicial

Densidad debajo del punto de burbuja

Liberación Diferencial

se verán afectadas y la composición reportada de la destilación de subproductos luz no representará los compuestos intermedios condensados.

En el laboratorio PVT de Schlumberger en Melun , Francia , los investigadores Nikos Vaotsis y Paul Guieze han desarrollado un proceso micro destilación rápido y totalmente automatizado que reemplaza la técnica de destilación estándar.4 Destilación estándar que consiste en separar de forma más eficiente el residuo pesado, lo que resulta en un mejor análisis de la composición . Se necesita una cuarta parte del tiempo de realizar y requiere sólo unos pocos microlitros (10-3 cm3) de fluido de muestreo. La composición molecular de un aceite de tanque pesado medido con métodos micro destilación se compara bien con lamedida por destilación convencional (derecha). La concentración en porcentaje del residuo es de aproximadamente tres por ciento mayor en la destilación que en micro destilación. Esta diferencia indica la presencia de compuesto intermedio en el residuo.

En micro destilación, una pequeña muestra se calienta a una temperatura específica mientras que un flujo de gas inerte continuo elimina el vapor producido, que contiene compuestos de luz. Esta eliminación continua de un vapor induce la muestra se calienta para vaporizar más rápido.

El flujo continuo de compuesto despojado se lleva por el gas inerte en una

Cromatograma típico utilizado para analizar la composición de los hidrocarburos. El cromatograma presenta la respuesta del detector en función del tiempo de retención, el tiempo que tardó un compuesto particular para pasar a través de columnas de adsorción del instrumento. Los cromatogramas se calibran mediante la inyección en el cromatógrafo con una mezcla estándar de compuestos conocidos.

A baja temperatura ([-100 ° C] de menos de -148 ° F) trampa llena de adsorbente que captura

incluso los compuestos intermedios. Cuando la separación es completa, la trampa se calienta rápidamente para desorber los compuestos atrapados y luego fluir en el cromatógrafo de gas en el que se identifican con un FID. Medición de la masa molecular de al residuo y la masa de la muestra de líquido antes y después

de la microdestilación produce la composición líquida de stock-tanque. La masa molecular del residuo se mide utilizando un cromatógrafo de permeación en gel (GPC), un tipo de cromatografía que utiliza un vehículo líquido disolvente, tetracloruro de carbono, en lugar de un transporte de gas.

Huellas digitales de depósito

Técnica del análisis composicional tal como GPC permite un análisis de “huella digital” de ambos residuos y productos de petróleo ligero. Crudos del mismo origen tienen casi idénticas las huellas digitales químicas. Distintas huellas digitales a diferentes profundidades en el mismo pozo sugiere una falta de comunicación en las zonas productoras. Distintas huellas digitales de pozos en el mismo campo sugiere que los pozos producen de diferentes acumulaciones.

Cuando la mezcla es inyectada en el GPC, las moléculas son llevadas en columnas rellenas de gel y son separadas de acuerdo al tamaño. Las moléculas más pequeñas están representando los componentes más ligeros quienes seguirán el más tortuoso camino a través del gel y emergerán al final. Los componentes más pesados, los cuales son muy largos para encajar a través de los pequeños intersticios entre las partículas de gel emergerán primero. Un detector ultravioleta responde a los enlaces no saturados de las arenos y un detector infrarrojo responde a los fragmentos alquilo de los alcanos. Las distribuciones resultantes son medidas con la escala de masa molar, en lugar de la escala de tiempo de un cromatograma.

Ecuaciones de estado

Durante la producción el ingeniero petrolero frecuentemente necesita información acerca de las propiedades de los fluidos del depósito y un comportamiento de fase para regímenes de presiones y temperaturas no cubierto durante el análisis inicial de PVT. En el Mar del Norte, por ejemplo, la inyección de agua del mar solía conducir la producción y puede disminuir la temperatura del depósito de unos 10 °F a 15 °F (5°C a 8 °C). A condiciones del separador, se solía determinar los factores de la formación de volumen y la relación gas aceite de la solución, eso también cambio.

En estos casos, los ingenieros petroleros usan una ecuación de estado para simular el comportamiento de fase del depósito de fluidos. Una ecuaciones de estado familiar es el de la ley del gas ideal, PV=znRT, en el cual z es un factor adimensional que considera la diferencia entre el comportamiento del gas real e ideal, n es el número de los moles del gas, y R es la constante universal de los gases.

Bastantes ecuaciones de estado más complicadas que han sido desarrolladas simulan las fuerzas atractivas y repulsivas entre las moléculas del hidrocarburo- el más popular es debido al D-Y. Peng and D.B. Robinson de la Universidad de Alberta, Edontom, Canadá. Tales ecuaciones son basadas en el análisis composicional de la mezcla y relaciones PVT obtenidos experimentalmente. Una ecuación de estado debe ser calibrada, o ajustada, contra los datos reales de PVT.

Esto implica un ajuste de parámetros de la ecuación hasta que los datos de la predicción y del actual PVT concuerden.

Composición de los hidrocarburos

Como el termino lo sugiere, los hidrocarburos consisten primordialmente de hidrogeno, 11 a 14 porcentaje de peso, y carbón, 84 a 87 porcentaje de peso., oxigeno, sulfuro, nitrógeno, helio y metales existentes como trazas impuras en el crudo. La estructura molecular de hidrocarbono difieren mucho, sin embargo, estas estructuras se clasifican en 18 diferentes series, dependiendo como los átomos de carbono y los átomos de hidrogeno están unidos por cadenas abiertas o cadenas cíclicas, y si un enlace carbón-carbón es simple (saturado) o múltiple (no saturado). La cantidad de cada serie en el crudo determina sus propiedades.

Alcanos, cicloalcanos y arenos son el más común hidrocarburo constituyente en el aceite crudo. Alcanos, o parafinas, son hidrocarburos saturados con átomos de carbono ordenado en cadenas abiertas y simple enlace. La fórmula general es CnH2n+2 dado por el primer miembro de la serie como el CH4-metano. Dos fragmentos de las moléculas de los alcanos, CH2 o CH3, son llamados alquilo. Los alcanos son característicamente estables. A una temperatura y presión estándar, los primeros cuatro miembros de la serie –metano, etano, propano y butano son gases; los próximos 13 miembros – C3H12 a C17H36- son líquidos, y aquellos de C18H38 y por encima son sólidos formando parafinas.

Los cicloalcanos son hidrocarburos saturados que tiene forma de anillos cerradas en lugar de las cadenas. Este sigue la fórmula de CnH2n, iniciando con el primero de la serie C3H6-ciclopropano. Como los alcanos, ellos son compuestos muy estables.

Los arenos, CnH2n-6 también llamados aromáticos por su olor fragante, son una serie no saturada ordenada de anillo con doble enlace de carbón. Estos compuestos son menos

Un análisis PVT minucioso toma alrededor de tres semanas en procesarse y en el caso de localizaciones remotas de campo, los problemas de la expedición y transporte a veces puede retrasar los resultados a meses. Mientras tanto, las decisiones cruciales de ingeniería de yacimientos se basan en las propiedades del fluido derivados de correlaciones empíricas que relacionan fácilmente las propiedades obtenidas del yacimiento a parámetros como el factor de volumen de formación de petróleo, punto de burbuja y punto de rocío.

Para el análisis de la composición, el sistema de FPE se compone de dos cromatógrafos de gas portátiles y un ordenador personal que controla la cromatografía, adquiere y procesa la señal de salida del cromatógrafo y se realiza la simulación de PVT del aceite con la ecuación de estado (a la derecha). Otras mediciones realizadas en las muestras incluyen el punto de burbuja, la gravedad específica, la viscosidad y el índice de refracción

Resumen de muestreo

El éxito de análisis PVT requiere que las muestras de fluidos representen el hidrocarburo original en el depósito. A diferencia de los programas de extracción de muestras y de registro, que se realizan de forma rutinaria durante todo el desarrollo del depósito, toma de

2.- En el tanque de almacenamiento de aceite existe aceite o condensado recogido en un tanque de almacenamiento de superficie a presión atmosférica después de que el fluido producido ha sido procesado a través de un sistema de separación gas – aceite.

3.- Para una revisión de cromatografía de gas: McNair HM and Bonelli Ej: Basic Gas Chromatography. Palo Alto, California: Varian Instrument Division Offices, 1969.

muestras de fluidos para análisis PVT debe ocurrir poco después de los pozos de exploración se perforan con el fin de caracterizar el fluido del depósito inicial. Una vez que la presión del depósito cae por debajo del punto de burbujeo, el gas sale de la solución y se acumulará a una saturación crítico en los poros de la roca antes de fluir hacia el pozo. De manera parecida, en un condensado de gas, el aceite comienza a condensarse una vez que la presión cae por debajo del punto de rocío. El aceite en un condensado de gas, por otra parte, nunca puede llegar a un flujo crítico de saturación de Al. En cualquier caso, la composición del fluido que entra en el pozo difiere de su estado original. De manera parecida, en un condensado de gas, el aceite comienza a condensarse vez que la presión cae por debajo del punto de rocío. El aceite en un condensado de gas, por otra parte, nunca puede llegar a una saturación crítico y flujo. En cualquier caso, la composición del fluido que entra en el pozo difiere de su estado original.

Los procedimientos de muestreo dependen de si el depósito está saturado (es igual a su presión del punto de burbujeo) o no-saturado (su presión está por encima del punto de burbujeo). Antes de seleccionar el pozo, los ingenieros de yacimientos utilizar correlaciones para estimar el burbujeo de los datos de prueba, así como las presiones iniciales y actuales del yacimiento, la temperatura del yacimiento, las gravedades de petróleo y gas, y estabilizado la producción GOR en la superficie.

La mayoría de los pozos se acondicionan antes del muestreo debido a que la caída de presión inicial con la producción altera la naturaleza de los fluidos alrededor de la boca del pozo. El objetivo de acondicionado es para asegurar que el fluido que entra en el pozo es idéntico al del fluido del depósito inicial. Esto se logra mediante la producción del pozo sucesivamente a tasas más bajas hasta que el GOR estabiliza.

Los fluidos del yacimiento se pueden muestrear el fondo del pozo o en la superficie. En el muestreo de superficie, las muestras de gas de separado de aceite y se recogen de forma simultánea junto con mediciones de la tasa y recombinados para formar un sencillo depósito de fluido (arriba). Entre dos y cuatro 10 - o 20 - Muestras de litros de gas, dependiendo de la GOR, y 600 cm ^ 3 de aceite se recogen.

2.- En el tanque de almacenamiento de aceite existe aceite o condensado recogido en un tanque de almacenamiento de superficie a presión atmosférica después de que el fluido producido ha sido procesado a través de un sistema de separación gas – aceite.

3.- Para una revisión de cromatografía de gas: McNair HM and Bonelli Ej: Basic Gas Chromatography. Palo Alto, California: Varian Instrument Division Offices, 1969.