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Determinacion de las propiedades pVT

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by

Christian Marin

on 15 May 2016

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Transcript of Determinacion de las propiedades pVT

Análisis de laboratorio de las muestras
Independiente del método usado para recoger la muestra, los análisis de laboratorio que se realizan son los mismos.
Antes de realizar cualquier prueba se debe realizar cierta preparación:
La cantidad de datos deseados determina el numero de pruebas por realizar en el laboratorio, sin embargo existen tres pruebas básicas
Muestreo de fluidos
Las propiedades pVT se determinan en laboratorio utilizando una muestra de fluido de yacimiento la cual puede obtenerse de dos formas:
con equipo especial de muestreo en fondo de pozo
tomando muestras en superficie
Permiten predecir:
El cambio de la composición de la corriente de flujo como función de tiempo.
El diseño de completacion, el cual depende de las propiedades del fluido en el pozo.
El efecto de la re- inyección de gas.
Los efectos de miscibilidad.
Las cantidades y composiciones de los líquidos que quedan en el yacimiento y sus propiedades: densidad, tensión superficial, viscosidad entre otras.
La concentración de H2S y N2 en el gas producido
Dificultades
Asegurarse de contar con muestras realmente representativas del yacimiento.
Asegurarse de contar con muestras realmente representativas del yacimiento.
La muestra debe ser tomada lo mas temprano en la vida del yacimiento para reducir la existencia de gas libre en la zona de petróleo, mientras mas temprano se tome la muestra menos se vera afectado por los cambios que ocurren durante el periodo de agotamiento del yacimiento.
Muestras de fondo
Presión de fondo fluyente mas alta con RGP estable.
Menor saturación de gas posible en las cercanías del pozo.
Varia entre un par de horas y varios días.
Registro de producción y densímetro.
Muestras de flujo
Toma de muestras en pozos productores de condensados.
Se requiere la misma información del método recombinado y la misma preparación de pozo.
Se introduce un tubo de pequeño diámetro en el centro de la tubería de flujo del pozo. El fluido que pasa por dicho tubo es desviado a un separador auxiliar.
El lugar ideal para la ubicación del tubo es unos pies debajo del cabezal de pozo
Determinación de
las propiedades
pVT
Maria A. Melendez
Christian Marin
Eiker Olaya
David Sierra
Introducción
El ingeniero de petróleo necesita conocer como se comportan volumétricamente los fluidos dentro del yacimiento, dentro del pozo y en condiciones de superficie. Esto depende de tres variables importantes: presión, volumen y temperatura.

Funcion
Determinar las diferentes propiedades físicas de los fluidos en un amplio rango de temperaturas y presiones
A tener en cuenta...
El pozo debe ser lo mas reciente posible.
El pozo debe tener el mayor índice de productividad.
El pozo no debe producir agua.
Pozo con relación gas-petroleo mas estable.
Luego de alcanzar estos parámetros se selecciona la profundidad del tomamuestras, la cual debe ser en la zona de mayor flujo de petroleo.
La presión de la cámara debe ser un poco menor a la del fondo fluyente Pwf.
Algunos problemas que se pueden presentar...
Se encuentra gas libre en la cámara.
Presión de saturación Ps mayor a Pwf
Muestras recombinadas
La toma de la muestra se realiza en el separador de superficie y en el laboratorio se recombinan los fluidos en la mismo proporción que existían en las pruebas de producción.
Información complementaria...
Volumen del petroleo en el separador y en el tanque.
Temperatura y presión del separador.
Gravedad especifica del petroleo y gas.
RGP de producción.
Temperatura del fondo del pozo.
Presión fluyente del pozo.
Buen método para cuando el pozo esta fluyendo a una presión mayor que la presión burbuja de los fluidos de yacimiento
Extrapolación de datos de los fluidos del yacimiento
En los yacimientos agotados o en los que se encuentran por debajo de la presión de burbuja es difícil obtener una muestra de fluidos.
Si se llega a obtener la muestra esta puede encontrarse a una presión de saturación mayor o menor que la presión de saturación actual del yacimiento.
Para esto es necesario corregir las pruebas hechas en laboratorio mediante: prueba de expansión a composición constante, prueba de expansión diferencial, prueba de viscosidad, prueba de separadores.
En el caso de una muestra de fondo es necesario elevar la temperatura y presión a condiciones de yacimiento y luego transferirla a una celda apropiada para el análisis.
Para una muestra recombinada se realizan análisis molares de la muestra del liquido y el gas del separador, los cuales se obtienen por medio de una columna de destilación fraccionada. Un pequeño volumen de liquido se lleva a condiciones del separador e instantáneamente se pasan a condiciones del tanque. Teniendo en cuenta estos dos volúmenes se puede calcular el factor de merma en el separador Ss.
Con el factor de merma se puede determinar la relación entre el gas y el liquido del separador. Luego se calcula RGP en el separador y se determina los pies de gas a ser recombinados con el liquido.
Rp RGP con respecto al liquido en condiciones del tanque
Ss factor de merma en el separador
Rsp RGP con respecto al liquido en el separador
Cuando los fluidos son recombinados, el fluido resultante es equivalente a una muestra de fondo y solo es necesario elevar la temperatura y presión a condiciones de yacimiento para su análisis.
La preparación de una muestra de flujo es similar a la de recombinación si se separaron los fluidos, si se recoge sin separación se trata como una muestra de fondo.
Prueba de expansión a composición constante
Prueba presión-volumen
Permite medir el volumen total relativo por un proceso de equilibrio o de liberación instantánea
Objetivos..
Presión de saturación (presión de burbujeo o presión del punto de rocío.
Coeficientes de compresibilidad isotérmica de fluidos de una sola fase por encima de la presión de saturación.
Volumen total de hidrocarburos en función de presión.
Procedimiento experimental...
Para presiones por encima del punto de burbujeo
Con los datos que aparecen en la tabla compruebe los valores de densidad del petroleo a 4000 y 6500 lpcm
Procedimiento para corregir los datos de volumen relativo
Representar la función y vs presión en el sistema cartesiano.
Calcular la función y para todas las presiones por debajo de la presión de saturación
Determinar los coeficientes que fijan la mejor linea recta.
Recalcular los volúmenes relativos
Prueba de liberación diferencial

Se coloca en la celda a una presión por encima de la presión de burbujeo y a la temperatura del yacimiento y se realiza el mismo procedimiento de la prueba anterior
Se retira el mercurio de la celda y ocurre liberación del gas en solución
El volumen total del gas y de petroleo se determina por los cambios de volumen de mercurio
La presión se reduce en varias etapas
A tener en cuenta...
El volumen de petroleo remanente Vl se mide a cada nivel de presión
Este petroleo remanente esta sujeto a cambios de composición y progresivamente se va enriqueciendo en componentes pesados
Los datos obtenidos son...
Cantidad de gas liberado y por tanto la relación gas disuelto petroleo
Merma del petroleo en función de la presión
Propiedades del gas que sale, incluyendo su composición
Densidad del petroleo remanente en función de la presión
Factor volumétrico del
petroleo
Donde
Vl: volúmenes de petróleos registrados
a diferentes presiones.
Vsc: Volumen residual a 60F .

Prueba de separadores
Con esta prueba se trata de simular el comportamiento volumétrico de los fluidos del yacimiento a medida que pasan por los separadores y llegan al tanque de almacenamiento
El comportamiento volumétrico final esta influenciado por las condiciones de operación (presiones y temperaturas de facilidades)
Se realizan en un separador en el laboratorio
Objetivo
Proveer condiciones óptimas de separación para maximizar la producción de petroleo en el tanque
Procedimiento experimental
Propiedades de los fluidos
FACTOR VOLUMÉRICO DE FORMACIÓN DEL PETRÓLEO (Bo)

Volumen de la masa de petróleo a presión y temperatura de yacimiento, entre el mismo volumen a condiciones de Superficie

FACTOR VOLUMÉTRICO DEL FORMACIÓN DEL GAS (Bg)

Volumen de la masa de gas a presión y temperatura de yacimiento, entre el mismo volumen a condiciones de superficie. El gas tiene mayor volumen en condiciones de superficie.

SATURACIÓN

Es el porcentaje de un fluido que ocupa el espacio poroso y esta dado por:

VISCOSIDAD DEL CRUDO (µo)
Fricción interna de los fluidos que causa la resistencia a cambiar de forma. Varia con la presión y la temperatura
VISCOSIDAD DEL GAS (µg)

Para un gas perfecto, al incrementarse la temperatura, la viscosidad de este se incrementa. A altas presiones los gases se comportan como fluidos.


DENSIDAD DEL CRUDO

Viene dada por la gravedad API, y este mismo es usado en la clasificación del crudo.

Donde: Yo corresponde a la gravedad especifica del crudo, obtenido a partir de la densidad

COMPRESIBILIDAD

La compresibilidad se define como el cambio de volumen por unidad de volumen inicial causado por una variación de presión.
Para el gas el factor de compresibilidad se denomina por la letra Z y viene dado por la ecuación. Es una función de la presión, temperatura y composición del gas.

Corrección de los datos a composición constante
Para cada punto que se encuentre debajo de la presión de saturación considerada
Siempre abra una función Y que será lineal y estará da en función de la presión.
Donde a es el punto de corte y b la pendiente
Recalculamos los volúmenes relativos con la siguiente ecuación:

Para cada punto que se encuentre por encima de la presión de saturación considerada
Aparece un valor nuevo llamado S que será la pendiente de la gráfica de volúmenes relativos (S<0)
Para recalcular el volumen relativo se hace con la siguiente ecuación

Ejemplo
Solución
Corrección de los datos de liberación diferencial
Volumen relativo de petroleo VS presión

Los volúmenes relativos de petroleo deben corregirse para el nuevo valor de presión de saturación
Es un método muy gráfico que se hace representando los valores de Bod versus la presión
Trazar la mejor linea recta a través de b rango promedio Pb
Extender la linea recta a la nueva presión de burbujeo
Ejemplo
Corrección de datos de viscosidad del petróleo
Los datos de viscosidad pueden extrapolarse a un valor de presión de burbujeo mas alto de la siguiente manera (valores de presión por debajo) :
1.Calcular la fluidez, definida como el reciproco de la viscosidad del petróleo para cada punto por debajo de la p de saturación original
2.Graficar la fluidez en función de la presión
3.Trazar una línea recta hasta el nuevo valor de presión de saturación

Obtener valores de viscosidad de petróleo para valores de presión por encima de la presión de burbujeo:

1.Representar los valores de viscosidad para todos los puntos por encima de la presión de saturación previa (trazar línea recta A).

2.Extender la curva de viscosidad a (hacer la línea recta B paralela a la línea recta A)

Corrección de datos en las pruebas del separador
Razón gas petróleo en el separador

Factor volumétrico del petróleo en la formación.



Nota: los datos correspondientes a la razón gas-petróleo y gravedad API en condiciones de tanque no necesitan ser corregidos.
Ejemplo
Solución
Factor volumétrico de petroleo en el punto de burbujeo BY/BN
Razón gas petroleo en solución al punto de burbujeo PCN/BN
Ajuste de datos de liberación diferencial a las condiciones del separador
1. Calcular factores de merma a varias presiones

2. Factor volumétrico del petroleo en la formación
3. Factor volumétrico del petroleo en la formación con presiones por encima del punto de burbujeo
4. Ajustar los datos solubilidad del gas
5. Factor volumétrico bifásico total en la formación
GRACIAS POR SU atención
Bibliografía

FERRER, Magdalena, Fundamentos de ingeniería de yacimientos. 2009
ESCOBAR, Freddy. Fundamentos de ingeniería de yacimientos. Primera edición.
Comparación de los procesos de separación instantánea y diferencial
No importa cual sea la metodología o equipo utilizado en ambos análisis, el factor volumétrico del petróleo en la formación y la relación gas- petróleo en solución son diferentes para cada método de análisis. Esto nos obliga a usar algún tipo de correlación para aproximar los resultados de laboratorio al comportamiento de los fluidos durante el proceso de producción.
se puede decir que tanto el volumen del gas en solución como el factor volumétrico de formación obtenido por el método instantáneo es menor que el obtenido por el método diferencial, pero en algunos casos puede revertirse la relación.
En la practica se considera que el proceso de separación diferencial es mas representativo del fenómeno de separación que ocurre en el yacimiento mientras que el proceso de separación instantánea representa mas el fenómeno de separación en la tubería de producción y en el equipo de superficie ya que en este caso están combinados el petróleo como el gas y este es precisamente el concepto de análisis instantáneo

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