analizis pvt

8/18/2019 Analizis pvt

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Universidad olmeca.

Ciencias de la Tierra.

Mecánica de Fluidos.

Alumna: Félix García Guillén

Investigación sore:

Análisis !"T.

Catedrático: Ing. #oemí !ére$ #arváe$

Grado: %to semestre Gru&o: '()

IntroducciónPara optimizar la producción de un yacimiento de gas o deaceite, es esencial tener un conocimiento extensivo de loscambios volumétrico y de fases a los cuales los fluidos en elyacimiento pueden ser sometidos en el transcurso que va


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desde el yacimiento hasta la refinería. Las presionesconsideradas normales para yacimientos de hidrocarburosvan desde los !! a los "!! bares, con temperaturaspromedio de entre "! y #!! $%. La presión y del yacimiento

disminuiría, lo que provocaría una caída en la producción.Propiedades P&' es el término general usado para expresar el comportamiento volumétrico de un fluido dentro de unyacimiento como función de la presión o la temperatura. (napropiedad P&' esencial es la presión de saturación a latemperatura del yacimiento. )esde el momento que la presióndel yacimiento alcanza la presión de saturación y se empiezaa formar la segunda fase, la composición del flu*o producido

en el pozo cambiaria debido a que la producción primariaviene de la zona de gas o de la zona de líquido. Lascondiciones a las cuales se miden los vol+menes de aceite ygas en la superficie son conocidas como condicionesestndar, o bien, como condiciones de superficie, ycorresponden a una presión de una atmósfera a " $%. - lascondiciones estndar, un gas se comportaría de maneraparecida a un gas ideal y por lo tanto la ley de los gasesideales aplicaría. Los cambios volumétricos es que tomanlugar en el yacimiento, en la tubería del pozo y en la planta deproceso, pueden ser estudiados mediante anlisis P&'. Latabla . da una idea de algunas propiedades P&' quepueden ser obtenidas mediante anlisis P&'.

Métodos de se&aración *e&aración +las, /prueba de expansión a composición

constante.0 - continuación se explica el anlisis de separación flash y sus respectivas

correcciones1 2e define como el proceso en el cual, todo el gas liberado de una mezcla

de hidrocarburos, permanece en contacto y en equilibrio con la fase liquida de la que se

separa y consiste en efectuar cambios en la presión del sistema variando el volumen total

ocupado por la muestra0. 3! Los experimentos de expansión a una composición constante


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son realizados a condensados o a aceite crudo para simular las relaciones de presión y

volumen de esos sistemas de hidrocarburos.

4l anlisis se realiza para determinar la presión de saturación /el punto de burbu*a o el

punto de roció0, coefi5 ciente de compresibilidad isotérmico del fluido en una fase cuando

se excede la presión de saturación, factor de compresibilidad de la fase gaseosa, y el

volumen total de hidrocarburos en función de la presión. 4l proceso experimental,

mostrado esquemticamente en la figura .# de*a ver una muestra representativa de

hidrocarburos /aceite o gas0 en una celda P&' a la temperatura del yacimiento y a una

presión que excede la presión inicial del yacimiento. La presión se reduce a una

temperatura constante removiendo mercurio de la celda, y el cambio en el volumen total

de los hidrocarburos, &t , es medido para cada incremento de presión.

La presión de saturación /punto de burbu*a o punto de roció0 y el volumencorrespondiente se observan y se toman como el volumen de referencia &sat /figura .#0.

4l volumen del sistema de hidrocarburos como función de la presión en la celda se toma

como el incremento del volumen de referencia. 4ste volumen, en términos del volumen

relativo, se expresa matemticamente mediante la siguiente ecuación1 &rel 6 &t &sat /.0

7" . -8-L9292 P&' : 4n donde1 &rel 6 &olumen relativo &t 6 &olumen total de

hidrocarburos &sat 6 volumen a la presión de saturación 4l volumen relativo es igual a a

la presión de saturación. 4ste anlisis com+nmente es llamado1 relación presión5

volumen, liberación flash, vaporización flash o expansión flash. 4s importante mencionar que no se remueve ning+n material hidrocarburo de la celda, por lo tanto, la composición

de la mezcla total de hidrocarburos permanece exactamente igual a la composición

original. La densidad del aceite a la presión de saturación puede ser determinada

directamente mediante mediciones peso5 volumen en la muestra dentro de la celda P&'.

Por encima de la presión del punto de burbu*a, la densidad del aceite puede ser calculada

usando nuestro volumen relativo de referencia1 ; 6 ;sat &rel /.#0 4n donde ; 6densidad

a cualquier presión por encima de la presión de saturación. &rel 6volumen relativo a la

presión de interés. Los datos relacionados al volumen relativo frecuentemente requieren

una corrección debida a las inexactitudes de las mediciones en el laboratorio cuando se

mide el volumen total de hidrocarburos deba*o de la presión de saturación y también a

presiones menores. Para este tipo de correcciones se emplea normalmente una función

adimensional de la compresibilidad, normalmente llamada la función5


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siguiente expresión1 < 6 psat = p p/&rel = 0 /.30 4n donde1 psat 6 presión de saturación,

psia. p 6 presión, psia &rel 6 volumen relativo a la presión p Para corregir los datos del

volumen relativo por deba*o de la presión de saturación, la función5< se grafica como

función de la presión en una escala cartesiana. )espués que es graficada, la función5<

forma una línea recta o tiene s:olo una peque>na curvatura. Los siguientes pasos resumenel simple procedimiento para corregir los datos del volumen relativo.

?étodos de separación Paso uno1 calcular la función5< para todas las presiones deba*o

de la presión de saturación usando la ecuación .3 Paso dos1 graficar la función5< contra

la presión en una escala cartesiana. Paso tres1 determinar los coeficientes de la me*or

línea a la cual se adapte a los datos < 6 a @ bp /.0 4n donde a y b son la ordenada al

origen y la pendiente respectivamente. Paso cuatro1 re calcular el volumen relativo a todas

las presiones por deba*o de la presión de saturación a partir de la siguiente expresión1

&rel 6 @ psat = p p/a @ bp0 /."0 La compresibilidad del gas puede ser reescrita en

términos del volumen relativo1 co 6 = &rel A&rel Ap /.B0 %om+nmente, el volumen

relativo por encima del punto de burbu*a se grafica como función de la presión. Para

evaluar co a cualquier presión p, es necesario solo grficamente diferenciar la curva

dibu*ando una línea tangente y determinando la pendiente de la línea, la cual es, A&rel Ap

. *e&aración di+erencial convencional. 4n este proceso, el gas liberado mediantereducciones de la presión es removido del contacto con la fase liquida inmediatamentedespués que ocurre la separación, con lo cual, la composición y la masa del sistema de

cambian constantemente. )urante el depresionamiento, desde la presión inicial se lleva acabo la extracción del gas que se libera a presiones menores que la de saturación,de*ando como aceite residual en cada etapa de agotamiento, el aceite con su gas disueltoa ese valor de presión. 4l proceso se continuaría hasta agotar totalmente el gasdisuelto.3! /figura .0 Cigura .1 Prueba de separación diferencial convencional. -lgunosde los datos obtenidos mediante este anlisis incluyen1 %antidad de gas disuelto enfunción de la presión 4l encogimiento del volumen del aceite en funci:on de la presi:on.Propiedades del gas, incluyendo la composición del gas liberado, el factor decompresibilidad del gas, y la gravedad especifica del gas. 77 . ?étodos de separación)ensidad del aceite remanente en función de la presión. 4l anlisis de liberacióndiferencial es considerado el me*or para describir el proceso de separación que se lleva a

cabo en el yacimiento, y los datos obtenidos son considerados para simular elcomportamiento de flu*o de los sistemas de hidrocarburos a condiciones que estn por encima de la saturación crítica del gas. ?ientras la saturación del gas liberado alcanza lasaturación critica del gas, el gas liberado comienza a fluir, de*ando atrs el gas que algunavez lo contuvo. 4sto se atribuye al hecho que los gases, en general, tienen mayor movilidad que el aceite. %onsecuentemente, a este comportamiento le sigue la secuenciade liberación diferencial. 4ste anlisis se lleva a cabo a muestras de aceite del yacimiento


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y consiste en llenar una celda visual P&' con una muestra de líquido que se encuentre ala presión de burbu*a y a la temperatura del yacimiento.

4ste proceso se contin+a a condiciones de presión atmosférica, donde el volumen

residual del aceite es medido a condiciones estndar, &sc. )e esta manera podemosobtener los factores del volumen diferencial del aceite, Dod /com+nmente llamado elfactor del volumen relativo del aceite0, a todas las presiones a las cuales se realizo laprueba dividiendo los vol+menes de aceite remanente, &l , entre el volumen de aceiteresidual, &sc. Dod 6 &lE &sc /.F0

La relación diferencial del gas disuelto Gaceite, Hsd, se calcula dividiendo el volumen degas en solución entre el volumen residual del aceite. Para obtener el volumen relativototal, Dtd, a partir de la liberación diferencial, se puede usar la siguiente expresión1 Dtd 6Dod @ /Hsdb0Dg /.70 4n donde1 Dtd 6 &olumen relativo total, bblE2'D Dg 6factor devolumen de formación del gas.

4l factor de desviación, I, puede ser calculado a partir de las mediciones del volumen delgas, como se muestra1 I 6 &p ' 'sc &scpsc /.J0 )onde1 & 6 volumen del gas liberadoen la celda P&' a la presión p y a la temperatura '. &sc 6volumen del gas removido, elcual contiene el factor de volumen de formación del gas, Dg, expresado por1 Dg 6 psc 'scI' p /.!0

4n donde1 Dg 6 factor de volumen de formación del gas, f t3 scf ' 6 temperatura, $H p 6presión de la celda, psia 'sc 6temperatura a condiciones estndar, $H Psc 6presión acondiciones estndar, psia

2eparación diferencial a volumen constante. -hora se explica el proceso de un anlisis deseparación diferencial a volumen constante1 4sta técnica de separación se aplica afluidos del tipo de aceites voltiles y condensados. %onsiste en que durante elagotamiento de la presión se extrae solo una parte del gas liberado, manteniendo al finalde cada etapa un volumen igual al ocupado por la muestra a la presión de saturaciónKdicho volumen estaría formado por aceite y gas disuelto ms un casquete de gas cadavez mayor /figura ."0. 3! 4sta prueba arro*a como resultado una variedad de informaciónque posteriormente puede ser usada en los clculos que les corresponden a losingenieros de yacimiento.

Paso uno1 se carga una celda P&' con una cantidad previamente medida de una muestrarepresentativa del fluido del yacimiento original, a la presión de roció, pd, cuyacomposición zi es conocida. La temperatura de la celda P&' se mantiene a la temperatura


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del yacimiento, ', a lo largo de todo el experimento. 4l volumen inicial, &i , del fluidosaturado se usa como volumen de referencia. Paso dos1 se calcula la compresibilidadinicial del gas real a partir del ecuación de los gases reales1 Id 6 pd&i niH' /.0

4n donde1 pd 6presión de roció, psia &i 6 volumen del gas inicial, f t3 ni 6n+mero inicial demoles del gas, mE?a H 6constante de los gases,!.F3 ' 6 temperatura, $ H Id 6factor decompresibilidad a la presión de roció m 6masa de la muestra de gas, lb ?a 6pesomolecular aparente de la muestra del gas J

Paso dos1 se calcula la compresibilidad inicial del gas real a partir del ecuación de losgases reales1 Id 6 pd&i niH' /.0 4n donde1 pd 6presión de roció, psia &i 6 volumen delgas inicial, f t3 ni 6n+mero inicial de moles del gas, mE?a H 6constante de losgases,!.F3 ' 6 temperatura, $ H Id 6factor de compresibilidad a la presión de roció m6masa de la muestra de gas, lb ?a 6peso molecular aparente de la muestra del gas J .

-8-L9292 P&' : Paso tres1 se reduce la presión de la celda desde la presión desaturación hasta un nivel predeterminado, p. 4sto se puede lograr retirando mercurio /oagua0 de la celda, como se ilustra en la figura .B. )urante el proceso, una segunda fase/liquido retrogrado0 se forma. 4l fluido dentro de la celda se lleva al equilibrio y el volumende gas, &g, y el volumen de líquido retrogrado, &L, se miden visualmente. 4ste volumende líquido retrogrado se reporta como un porcenta*e del volumen inicial, &i , el cualbsicamente representa la saturación del líquido retrogrado, 2l , la saturación retrogradade liquido se calcula con la siguiente ecuación1 2L 6 &L & i /.#0 4n donde1 &L 6 volumende liquido en la celda P&' a cualquier presión de prueba. &i6 volumen de la celda. 4stasaturación puede ser corregida con el fin de tomar en cuenta la saturación de agua, 2,con1 2o 6 / = 202L /.30 Para la mayoría de los yacimientos con condensaciónretrograda, la mxima condensación de liquido ocurre entre los #!!! y los #"!! psia.Paso cuatro1 se reinyecta mercurio /o agua0 dentro de la celda P&' a presión constante,p, mientras al mismo tiempo se remueve un volumen de gas equivalente. %uando elvolumen inicial, &i , 2e alcanza, se detiene la inyección del mercurio, como se aprecia enla figura .B /c0. 4ste paso simula un yacimiento que produce :+nicamente gas, con elliquido retrogrado remanente inmóvil en el yacimiento.

Paso cinco1 el gas removido se analiza mediante un equipo especializado, donde sedetermina su composición, yi , y su volumen se mide a condiciones estndar y se lenombra como /&gp0sc. )espués de eso, los moles correspondientes al gas producidopueden ser calculados a partir de la expresión1 np 6 psc/&gp0sc H'sc /.0 4n donde1 np6moles de gas producido. /&gp0sc6volumen de gas producido medido a condiciones

estndar, scf. 'sc 6 temperatura estndar, $H H 6 !.F3 Paso seis1 se calcula el factor decompresibilidad del gas a la presión y temperatura de la celda a partir del ecuación deestado de los gases reales que se muestra1 I 6 p/&g0p,' /ni = np0H' /."0 4n donde1/&g0/p,'0 6 es el volumen de gas remanente medido en la celda a condiciones p y ', f t3Mtra propiedad, el factor de compresibilidad para dos fases, tambi:en se calcula. 4l factor de compresibilidad para dos fases representa la compresibilidad total de todo el fluidoremanente /gas y liquido retrogrado0 en la celda y su ecuación se obtiene a partir de la leyde los gases reales1 Idos fases 6 p&i /ni = np0H' /.B0 4n donde1 /ni = np0 6 representa


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los moles remanentes de fluido en la celda. ni 6 moles iniciales dentro de la celda np 6molesta acumulados del gas removido 4l factor I para dos fases es una propiedad deimportancia, porque se usa cuando se construye la grfica de pEI vs el gas acumuladoproducido, con el fin de evaluar la producción del gas y condensado. La ecuación .Bpuede ser expresada de una forma m:as conveniente, reemplazando los moles del gas, niy np, por sus vol+menes de gas equivalentes1 Idos fases 6 Id pd p = Np N99P

/.F0 )onde1 Id 6factor de desviación del gas a la presión de roció pd 6presión deroció, psia J3 . -8-L9292 P&' : p 6presión del yacimiento, psia N99P 6gas inicial in situNp 6gas acumulado producido a la presión p, scf Paso siete1 se calcula el volumen de gasproducido como porcenta*e del gas inicial in situ dividiendo el volumen acumulado del gasproducido entre el gas inicial in situ, ambos a condiciones estndar1 ONp 6 /&gp0scN99P !! /.70 :o ONp 6 np /ni0original !! /.J0 4l procedimiento experimental serepite varias veces hasta que se alcanza la presión mínima de la prueba, después de lacual se determina la cantidad y composición del gas y el liquido retrogrado que quedaronremanentes dentro de la celda. 4sta prueba puede ser aplicada a una muestra de aceitevoltil. 4n este caso, la celda P&' contiene inicialmente liquido, en lugar del gas, a supresión de burbu*eo. -dems de determinar la composición del gas, también se determina

la composición del liquido retrogrado. 4stos datos pueden ser utilizados con prop:ositosde un balance de materia. 4l condensado puede ser expresado como porcenta*e delvolumen poroso /saturación0, la ecuación para hacer el clculo correspondiente es1 2o 6/L)M0/ = 2i0 /.#!0 )onde1 2o 6 saturación del liquido retrogrado /aceite0, O L)M 6condensado de liquido, O 2i 6 saturación inicial de agua, fracción. Crecuentemente, elgas que se produce en la superficie es procesado para remover y licuar los componenteshidrocarburos que son m:as pesados que el metano, como el etano y el propano. - estoslíquidos también se les conoce como productos de planta o productos líquidos. Lascantidades de los productos líquidos se expresan en galones de líquido por miles de piesc+bicos a condiciones estndar de gas procesado, galE?scf, y se denotan como NP?.8ormalmente se reportan los grupos %3@ a %"@ en cada etapa de agotamiento de la

presión. La siguiente expresión puede ser usada para calcular con anticipación el NP?para cada componente en la fase gaseosa1 NP?i 6 .F3 psc 'sc yi?i Qoi /.#0 J .?étodos de separación < si asumimos1 psc 6 .F psia 'sc 6 "#!$H La ecuación .# sereduce a1 NP?i 6 !.3"7" yi?i Qoi /.##0 Por e*emplo, la producción de líquido del grupo%/3@0 en la prueba de anlisis a volumen constante, en su etapa R esta dada por lasiguiente ecuación1 /NP?0%3@ 6 % F@ i6%3 /NP?i0R 6 !.3"7" % F@ i6%3 yi?i Qoi R/.#30

La toma de muestra en el fondo consiste en introducir al pozo una herramientallamada muestreador generalmente de seis pies de altura y una pulgada y media

de dimetro, este posee una cmara para almacenar un volumen de B!! cm3aproximadamente, la toma se realizar a la presión y temperatura del punto dondese haya tomada la muestra, lo ms cercano a la profundidad del pozo.

-sí mismo se recomienda que la toma se realice cuando el pozo esté produciendoa una tasa ba*a de flu*o estabilizado. 4n cuanto a la presión del fondo fluyente lamisma debe ser mayor a la presión de rocío del yacimiento. 2e recomiendaadems tomar ms de una muestra al mismo tiempo a las cuales se le debercalcular la presión de saturación a temperatura atmosférica y la diferencia entre


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ellas no debe exceder los 3! lpc. 2i al momento de realizar la toma, el pozo estproduciendo agua, se deber chequear este valor en la muestra tomada.

o &enta*as del ?uestreo de Condo.

8o se requiere de la medición de tasas de flu*o de gas y líquido. 8o es afectado por problemas de separación gas G petróleo en elseparador.

2e recomienda para yacimientos subsaturados.

o )esventa*as del ?uestreo de Condo.

4l volumen de la muestra es pequeSo. 8o se pueden realizar muestras representativas si la presión de

fondo fluyente es menor a la presión de burbu*eo. 8o se recomienda este tipo de muestreo si la producción de agua

es muy grande. Pueden ocurrir fugas de fluidos durante la extracción de la

muestra a superficie. 4l muestreador corre el riesgo de quedarse atascado en el pozo. Peligro de accidentes en el mane*o de la muestra a alta presión. La muestra puede contaminarse con fluidos extraSos como lodo

de perforación, grasa de muestreadores, entre otros.

Para realizar el muestreo en el cae$al del pozo se utiliza un recolector m+ltipleconstruido para recolectar las muestras en superficie. 4stas muestras solo puedentomarse cuando la presión de fondo fluyente y la temperatura son mayores a lapresión de saturación del yacimiento, de tal manera que el fluido se mantienemonofsico en el cabezal del pozo. 4stas condiciones no son comunes pero aveces existen, por e*emplo en pozos submarinos en los que los fluidos producidospueden mantenerse monofsicos desde el fondo del pozo hasta el recolector m+ltiple en superficie.

o &enta*as del ?uestreo de %abezal.

4s rpido y de ba*o costo.

8o se requiere de la medición de tasas de flu*o de gas y líquido.o )esventa*as del ?uestreo de %abezal

4l ?uestreo de 2uperficie también llamado ?uestreo de 2eparador oHecombinadas consiste en tomar las muestras de petróleo y gas en losseparadores. %on las mediciones precisas de las tasas de flu*o, las presiones y


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temperaturas del petróleo y el gas, se recombinan las muestras en el laboratoriopara aproximarse a las propiedades del yacimiento. Las muestras deben tomarsecuando el flu*o sea estable en los separadores, preferiblemente en el separador demayor presión y no en el tanqueK se recomienda tomar la muestra en losseparadores siempre como precaución a problemas imprevistos generados con

las muestras de fondo.• &enta*as del ?uestreo de 2uperficie

• 2e recomienda este tipo de muestreo cuando la presión de fondofluyente es menor a la presión de burbu*a.

• 'iene un menor costo y riesgo que en el fondo.• 2on de fcil mane*o en superficie.• Permite tomar muestras de gran volumen.• La muestra no se contamina con fluidos a cumulados en el pozo.

)esventa*as del ?uestreo de 2uperficie

La proporción en que quedan recombinados el gas y el petróleodependen de la exactitud de las mediciones de las tasas de flu*o de gasy petróleo.Los errores en la medición de las tasas de flu*o para recombinar lasmuestras tienen influencia directa en la determinación de la presión deburbu*eo.

)e acuerdo al tipo de liberación de gas se pueden realizar dos tipos depruebas en el laboratorio1

Prueba de Liberación 9nstantnea o Prueba de Liberación Clash. Prueba de Liberación )iferencial. -dicionalmente se puede realizar la1 Prueba de 2eparadores.

Prueba de Liberación 9nstantnea.

La prueba de liberación instantnea también conocida como prueba de liberaciónflash, se realiza cuando la composición total del sistema permanece constantedurante el agotamiento de presión. 4n este caso todos los gases liberados de lafase líquida durante la reducción de presión estn en contacto y en equilibrio conla fase líquida de la que se liberaron.

Proceso de Liberación 9nstantnea.


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• La temperatura inicial a la cual se realiza la prueba de laboratoriodebe ser igual a la temperatura del yacimiento.

• La presión inicial de la muestra de petróleo debe ser mayor a lapresión de burbu*eo.

• La muestra en estudio se expande isotérmicamente en variasetapas hasta alcanzar la presión de burbu*eo.

• (na vez alcanzada la presión de burbu*eo se sigue disminuyendola presión, en este caso la muestra de petróleo continuarexpandiéndose isotérmicamente y el gas liberado se mantendrdentro de la celda en contacto íntimo con el petróleo.

Hesultado de Liberación 9nstantnea.

• )e esta prueba se va a obtener los siguientes resultados1• Presión de Durbu*eo /Pb0.• &olumen Helativo en función de la presión.

• %ompresibilidad del Petróleo /%o0.

• Cunción T


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• La presión se va disminuyendo, aumentando así el espaciodisponible en la celda para el fluido.

• -l caer la presión ocurre la liberación del gas, el cual es removidode la celda manteniendo la presión constante para estaextracción.

• 4ste procedimiento es repetido varias veces hasta alcanzar lapresión atmosférica.

Hesultado de Liberación 9nstantnea

)e esta prueba se va a obtener los siguientes resultados1

• V Cactor de %ompresibilidad /I0.• V Helación Nas G Petróleo en 2olución /Hs0.• V Cactor &olumétrico del Petróleo /Do0.• V Cactor &olumétrico del Nas /Dg0.• V Cactor &olumétrico 'otal /Dt0.•

V )ensidad del Petróleo /pt0.• V Nravedad 4specífica del Nas /


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• La prueba separadores consiste en una prueba de liberacióninstantnea que se realiza en un separador

• Para cuantificar el efecto de las condiciones de separación ensuperficie sobre las propiedades del crudo.

Proceso de la Prueba de 2eparadores

• La temperatura inicial de la celda a la cual se realiza la prueba delaboratorio debe ser igual a la temperatura del yacimiento.

• La presión de la celda se mantendr a presión de burbu*eo.• La presión del tanque de almacenamiento se mantendr a presión

atmosférica.• La presión optima del separador ser aquella que produzca la

menor liberación de gas, crudo con mayor gravedad W-P9 y menor factor volumétrico de formación del petróleo.

• 4l líquido es liberado en dos etapas de separación.

• Hesultado de la Prueba de 2eparadores

• )e esta prueba se va a obtener los siguientes resultados1

• Cactor &olumétrico del Petróleo /Do0.• Helación Nas G Petróleo en 2olución /Hs0.• Nravedad -P9 del %rudo en el 'anque /W-P90.• %omposición del Nas 2eparado.• Nravedad 4specífica del Nas en el 2eparador /


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-acimientos de aceite saturado: la &resión inicial del acimiento es

igual o menor 1ue la &resión de saturación 2!i6!45 &or lo 1ue solouna &arte del gas esta disuelto en el aceite las otra &arte seencuentra lire en la &arte su&erior a lo 1ue se conoce como cas1uetede gas


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Correlación 7u8ler caso 9


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GRADIENTE DE

PRESIÓN TOTAL

Gradiente de Presión por FricciónLpc/pie

?' 1 'asa msica total, LbmEseg

C'P1 Cactor de fricción bifsico, adim

-'

1 Xrea transversal de la tubería, pie#

g' 1 %onstante gravitacional, 3#.F / LbmYpie0 E / LbfY2eg0

ptp 1 )ensidad de la mezcla bifsica, LbmEpie3

d 1 )imetro de la tubería. pies


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Correlación de C,e Connal.

'asa ?sica 'otal LbmEseg

Flujo de asa del Li!uidoL"/se#

!o $ Tasa de petróleo% &n/d'a

!( $ Tasa de a#ua% &n/dia

)o $ Factor *olu+trico del petróleo%

&,/&n

)( $ Factor *olu+trico del a#ua%

&,/&n

-L $ Densidad del li!uido% .L"/pie0


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Correlación de ;,an.

Gas en *olución.2e denota como Hs. 'ambién se le denomina solubilidad del gas en petróleo,razón gas disuelto y relación gas petróleo, HNP /en inglés NMH0. 2e define comola cantidad de gas medido a condiciones de superficie, que se disuelven en unbarril de petróleo, también medido a condiciones de superficie. Los factores queafectan la solubilidad del gas en el petróleo, Hs, son1

• Presión, al aumentar la presión, aumenta Hs• 'emperatura, al aumentar la temperatura, disminuye Hs• -P9, al aumentar la gravedad -P9, aumenta Hs


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Flujo de asa del Gas

L"/se#

!L $ Tasa de li!uido1 &n/d'a

!o $ Tasa de petróleo% &n/d'a

RGL$ Relación #as 2 li!uido% pcn/"1

Rs$ Relación #as disuelto 2 petróleo%pcn/&n

)o $ Factor *olu+trico del #as

Pc,/pcn

-# $ Densidad del #as% .L"/pie0

Factor de 3ricción "i34sico

adi


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V

N5ero de Re,nolds &i34sico o de6e7cla

V 6 T $ Tasa 4sica Total

V d $ Di4etro interno de la tu"er'a%pies

V 8 TP $ 9iscosidad "i34sica o de e7cla%

cps

V 9iscosidad del li!uido%cps

V 9iscosidad "i34sica o de 6e7cla%

cps

Facción de Petróleo%Adi

Fracción de Li!uido%AdiFracción de A#ua%Adi


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Correlación de *tanding2tanding encontró una correlación entre el denominado factor de correlación, C, yel Zob, la siguiente figura presenta la correlación de estos factores1

(n a*uste de esta correlación grfica est dado por la siguiente ecuación1


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2tanding reporta un error promedio de !,! O con una desviación estndar de las diferencias de!,3 para la correlación /ocho puntos en el rango de "! [ C \ 77!.

Correlación de "a$1ue$5 M.


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Correlación de Glaso.

Correlación de la Total5 C.F.!.


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Correlación de Al>Mar,oun5 M.A.

%orrelación de ]artoamtod*o, '. <2chmidt, I.


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"iscosidad del !etróleo.

2e denota como ^o. 2e define como la medida de la resistencia del petróleo alflu*o. 4s usualmente medida en centipoises, cp, /grEcmYseg0. La resistencia al flu*o

es causada por fricción interna generada cuando las moléculas del fluido tratan dedesplazarse unas sobre otras. Los valores de ^o se requieren a diferentespresiones, tanto en 9ngeniería de


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Correlación de (eggs ?oinson

&ara &etróleo muerto

Correlación de Glaso5 @


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Correlación de


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Correlación de "a$1ue$ (eggs.

Correlación de C,e Connal.


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Correlación de ;,an.

Gas en *olución.2e denota como Hs. 'ambién se le denomina solubilidad del gas en petróleo,razón gas disuelto y relación gas petróleo, HNP /en inglés NMH0. 2e define comola cantidad de gas medido a condiciones de superficie, que se disuelven en unbarril de petróleo, también medido a condiciones de superficie. Los factores queafectan la solubilidad del gas en el petróleo, Hs, son1

• Presión, al aumentar la presión, aumenta Hs• 'emperatura, al aumentar la temperatura, disminuye Hs• -P9, al aumentar la gravedad -P9, aumenta Hs

4l gas en solución, Hs, se calcula en función de la presión, temperatura, gravedad -P9 y gravedad específica del gas, Qg. 2i la presión es mayor o igual que lapresión del punto de burbu*a, se obtiene el Hs en el punto de burbu*a /Hsb0. Por encima de la presión de Durbu*a, el Hs es constante e igual a Hsb. Para un mismogas y petróleo a una temperatura constante, la cantidad de gas en soluciónaumenta con presiónK y a una presión constante, la cantidad de gas en solucióndisminuye a medida que la temperatura aumenta. Para determinadas presión ytemperatura, la cantidad de gas en solución aumenta a medida que lascomposiciones del gas y del petróleo se aseme*an, es decir, es mayor en gases dealta y en petróleos de ba*a gravedad específica, o sea, en petróleos de altagravedad -P9. )e manera distinta a la solubilidad, por e*emplo, de cloruro de sodioen agua, el gas es infinitamente soluble en petróleo, la cantidad de gas esta sololimitada por la presión o por la cantidad de gas disponible. 2e dice que un petróleo


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crudo est saturado con gas a cualquier presión y temperatura si al reducir ligeramente la presión se libera gas de la solución. 9nversamente, si no se liberagas de la solución, se dice que el petróleo esta subsaturado /o no saturado0, a esapresión. 4l estado subsaturado implica que existe una deficiencia de gas y que sihubiera existido suficiente gas, el petróleo se encontraría en un estado saturado a

esa presión. ?s aun, el estado subsaturado implica que no existe gas libre encontacto con el petróleo, es decir, no hay capa de gas.

La solubilidad de gas a condiciones isotérmicas generalmente se expresa enfunción del aumento en gas en solución por unidad de petróleo por aumento en launidad de presión, es decir, P%2EblElpc, o drEdp.

-unque en muchos yacimientos esta solubilidad es aproximadamente invariablesobre un intervalo considerable de presiones, en clculos precisos de estudios deyacimiento la solubilidad se expresa en términos del gas total en solución acualquier presión, o sea, P%2Ebl o Hs. 4n la siguiente sección se ver que elvolumen de petróleo crudo aumenta considerablemente debido al gas en solucióny, por esta razón, la cantidad de gas en solución se refiere por lo general a unaunidad de petróleo fiscal, y la razón gas disuelto G petróleo, Hs. 24 4PH42- 48P%2E DC. 4n la figura publicada anteriormente se muestra la variación de gas ensolución con la presión para el fluido del yacimiento Dig 2andy, Mhio, a latemperatura de yacimiento, B!C. - la presión inicial del yacimiento 3"!! lpca, el

gas en solución es "BF P%2EDC.4l grafico ilustra que no se desprende gas de la solución al reducir la presióninicial hasta #"!! lpca. Por consiguiente, el petróleo esta subsaturado en estaregión y no existe fase gas libre en el yacimiento. La presión de #"!! lpca sedenomina presión del punto de burbu*eo, ya que a esta presión aparece la primeraburbu*a de gas. - #!! lpca, la solubilidad del gas es de 33F P%2EDC, y lasolubilidad promedia entre #"!! lpca y #!! lpca es12olubilidad promedio6 "BF533FE#"!!5#!! 6 !.FFP%2EDCElpc


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4stos datos se obtienen mediante estudios de laboratorio de P&' realizado conuna muestra de fluido obtenida del fondo de un pozo del yacimiento Dig 2andy,usando el proceso de liberación instantnea.%uando no se dispone de anlisis delaboratorio para los fluidos del yacimiento, a menudo puede estimarse consuficiente exactitud la razón de gas disuelto5petróleo. 2tanding ofrece un método

de correlación donde la razón puede obtenerse si se conoce la presión ytemperatura del yacimiento, la gravedad -P9 del petróleo fiscal y la gravedadespecifica del gas producido. 'ambién, en muchos casos, la razón inicial del gasdisuelto5petróleo se aproxima a la razón gas5petróleo de producción al comienzode las operaciones de producción.

%orrelación de 2tanding


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Correlación de 0asater


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Correlación de "á$1ue$5 M.


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Correlación de Al>Mar,oun5 M.A.


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Correlación de Glaso

4l petróleo es un líquido insoluble en agua y de menor densidad que ella. )ichadensidad est comprendida entre !.F" y !.J" gEml.


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Tensión Inter+acial Gas>!etróleo

2dinasBcm4

2e define como la fuerza por unidad de longitud en la interfase entre dos flu*osinmiscibles. La tensión interfacial entre un gas y un hidrocarburo líquido varíaaproximadamente entre 3" dinasEcm a ba*as presiones y gravedades -P9 a !dinasEcm a la presión crítica cuando ocurre solubilidad completa. 4sta propiedades requerida para estimar fuerzas de presión capilar en cSculos de ingeniería deyacimeintos y es un parmetro utilizdo en algunas correlaciones en el clculo deflu*o multifsico en tuberías.

Correlación de (a8er5 @. -*erdlo++5 .

4sta correlación permite determinar la tensión interfacial del petróleo libre de gas/muerto0 a presión atmosférica.


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4sta grafica define la tensión superficial del petróleo a presión atmosféricaponiendo la presión atmosférica en el lado del delta y a la gravedad W-P9 en laparte de aba*o en un rango de B!WC.


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Factor "olumétrico.2e denota como Dg o _g. 4s un factor que relaciona el n+mero de barriles de gasque se 8ecesitan en el yacimiento para producir un pie c+bico de gas acondiciones normales /pcn0.


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"iscosidad del Gas.2e denota como ^g. 4s una propiedad importante para determinar la resistencia alflu*o que presenta el gas durante su producción y transporte. Neneralmente, laviscosidad del gas aumenta con los incrementos de presión. - presiones ba*as laviscosidad del gas /al contrario que los líquidos0 se incrementa con la temperatura.2us unidades son los centipoises, cp. La viscosidad del gas también se determinapor medio de %orrelaciones empíricas con un margen de error inferior al # O. Lacorrelación de %arr et al permite obtener la viscosidad del gas a la presión

atmosférica, ^g. 4ste valor, es llevado a cualquier presión, mediante la correlaciónde )empsey.

Correlación de Carr et al.


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Correlación de 7emse.

!ro&iedades Físicas del Agua.

Factor "olumétrico de Formación del

Agua

4sta propiedad se eval+a mediante la correlación de )onson y 2tanding.

_ 6 /- @ D P @ % P`0 2-L%MH

• -gua sin gas

- 6 !.JJF @ ".7x!5B @ .!#x!5B '`

D 6 5.#77x!5B@ .73FBx!57 ' 5 B.FFx!5 '`% 6 .3x!5! @ .37"3x!5#' @ .#7"x!5" '`

• Para agua saturada con gas

- 6 !.JJ @ B.3"x!5" ' @ 7."x!5F '`D 6 5.J!3x!5B 5 3.JFx!5J'@ ."Fx!5# '`% 6 5".x!5! @ B.#Jx!53 ' 5 .3x!5" '`


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2-L%MH 6".!=7P@/".F!=B =.J"!=!P0/' =B!0@/=3.#3!=7@!.!!7"P0/' =B!08acl @

"iscosidad del Agua.4sta propiedad se estima mediante la correlación de ?eehan

1

Com&resiilidad del Agua Gas

7isuelto.

-parte de la presión, la compresibilidad del agua depende de la concentración desal y el efecto de gas disuelto. )onson y 2tanding, presentaron su correlación paraestimar la compresibilidad del agua y el gas disuelto1

% 6 2-L%MH/ @ !.!!7J Hs0/- @ D ' @ % '`0E!!!!!!

2-L%MH 6 /!.!"#@!.!!!#' 5 .x!5B '` @ .#x!5J '308acl!.F@

Hs 6 /- @ D P @ % P`0 2-L%MH

- 6 #.# @ !.!!3"' 5 !.!!!!3"J'`D 6 !.!!F 5 !.!!!!"#B' @ !.!!!!!!7 '`% 6 57.F"x!5F @ 3.Jx!5J ' 5.!#x!5 '`2-L%MH 6 5 /!.!F"3 5 !.!!!F3'08acl

8ota1 La concentración de cloruro de sodio se entra en ppm y se divide por !!!!.


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Gravedad


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analizis pvt

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