exposicion cce

UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER – ESCUELA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

PVT-EXPANSIÓN A COMPOSICIÓN

CONSTANTE

OBJETIVOSINTRODUCCIÓNESTUDIO DE LOS FLUIDOS DEL YACIMIENTO ANÁLISIS PVT •conceptos y característica generales de los fluidos del yacimiento petrolífero•Diagrama típico para un sistema multicomponente•Características generales para describir el tipo de fluido del yacimiento con los datos de producción•pruebas PVT•Control de calidad de muestras en el laboratorio PVTPRUEBA DE EXPANSIÓN A COMPOSICIÓN CONSTANTE DESCRIPSION GENERAL DE LA PRUEBA (CCE) CONTROL DE CALIDAD Y LUGARES DE PRUEBA DIAGRAMA ESQUEMÁTICO DEL EQUIPO DE PRUEBA CCE PROCEDIMIENTO EXPERIMENTALPROCEDIMIENTO PRUEBA (CCE)PROPIEDADES MEDIDAS ACTIVIDAD DE AFIANZAMIENTOCONCLUSIONESBIBLIOGRAFIA

AGENDA

OBJETIVOS

PVT-EXPANSION A COMPOSICION CONSTANTE


OBJETIVO GENERALDescribir la practica de laboratorio PVT- Expansión constante para un estudio de los fluidos del yacimiento

OBJETIVOS ESPECIFICOS

•Conocer el procedimiento y el equipo usado en laboratorio para el desarrollo de la Prueba PVT Expansión a Composición Constante (CCE)

•Identificar las propiedades de los fluidos en el yacimiento que se pueden obtener a partir de esta prueba PVT( CCE)

•Servir como referencia bibliográfica.

OBJETIVOS

INTRODUCCION

PVT-EXPANSION A COMPOSICIÓN CONSTANTE



•Describe el comportamiento de un volumen de muestra a temperatura constante sometida a cambios de presión, sin alterar la composición.

•Es una de las pruebas PVT más importantes, ya que con este análisis podemos obtener la presión de saturación del fluido del yacimiento

PVT-EXPANSION A COMPOSICIÓN CONSTANTE

ESTUDIO DE LOS FLUIDOS DEL YACIMIENTO ANÁLISIS PVT

Se denomina Fluidos a los estados de materia que pueden fluir. Dentro de estos tenemos que distinguir líquidos y gaseosos

Fase: Sistema homogéneo con sus propias propiedades físicas e idénticas en cualquier punto

CONCEPTOS Y CARACTERÍSTICA GENERALES DE LOS FLUIDOS DEL YACIMIENTO PETROLÍFERO

Los yacimientos de hidrocarburos se clasifican de forma general como yacimientos de petróleo o yacimientos de gas. A su vez, esta clasificación general se subdivide dependiendo de:

La composición de la mezcla.

Las condiciones iníciales de presión y temperatura.

La determinación experimental o matemática de esas condiciones se representan mediante diagramas de fases, tales como el diagrama P-T.

Diagrama P-T típico para un sistema multicomponente.

El diagrama de fases es diferente para cada sistema de hidrocarburos. Sin embargo, la configuración general es similar.

Estos diagramas son importantes para:

Clasificar los yacimientos.

Describir el comportamiento de fases de los fluidos

Envolvente de fases (BCA): Región en la que coexisten las dos fases.

Línea de puntos de burbuja (AC): Separa la región líquida de la región de dos fases.

Línea de puntos de rocío (BC): Separa la región gaseosa de la región de dos fases.

Líneas de calidad: Representan porcentajes iguales de volumen de líquido.

En general:

Yacimiento de petróleo: Si Ti < Tc

Yacimiento de gas: Si Ti > Tc

Diagrama P-T típico para un sistema multicomponente.

Diagrama P-T típico para un aceite negro (Black oil).

GOR: 200 – 700 (SCF / STB)

°API: 15 – 45

Colores oscuros (entre más pesados, más oscuros).

C7+ > 20%

Diagrama P-T típico para un aceite volátil (High Shrinkage Oil).

GOR: 2000 – 3200 (SCF / STB)

°API: 45 – 55

Verdosos a naranjas.

Diagrama P-T típico para un sistema Gas condensado retrógrado.

GOR: 8000 – 70000 (SCF / STB).

°API > 50

Color translucidos (agua) o ligeramente coloreados.

C7+ < 12,5%

Diagrama P-T típico para un sistema Gas húmedo.

Tyto > Tct

En el yacimiento sólo habrá una fase presente (gas).

A condiciones de separador, el fluido se manifiesta en dos fases (gas y líquido).

GOR: 60000 – 100000 (SCF / STB).

°API > 60

Color translucidos (agua).

C7+ < 4%

Diagrama P-T típico para un sistema Gas seco.

Tyto > Tct

Tanto a condiciones de yacimiento, como a condiciones de separador, sólo habrá una fase presente (gas).

20 %

10 %

30 %

40 %50 %

60 %70 %80 %

90 %

Pb

Yacimientos de aceiteYacimientos de gas condensado

Yacimientos de gas

En un yacimiento de petróleo, coexisten una o dos fases diferentes en los poros de la roca.



Características generales para describir el tipo de fluido del yacimiento con los datos de producción

La relación gas-aceite de producción inicial.

La gravedad API del líquido en el tanque de venteo

El color del líquido en el tanque de venteo

La composición de la fracción pesada.

•El estudio de los fluidos del yacimiento como una función de la presión, volumen y temperatura de los mismos, es comúnmente conocido como un estudio PVT.

• se realizan a una muestra de fluido para determinar datos importantes que serán utilizados en una gran variedad de cálculos de ingeniería .

Pruebas PVT



•Fundamental importantes en la caracterización y en la adecuada explotación y mantenimiento de un yacimiento de petróleo.

• Es vital para la evaluación de reservas, en el desarrollo óptimo de un plan de recobro y para determinar la cantidad y calidad de los fluidos producidos.

Importancia de un análisis PVT

ANÁLISIS PVT

MEDICION DE LA COMPOSICION

VAPORIZACION FLASH

VAPORIZACION

DIFERENCIAL

PRUEVAS EN EL

SEPARADOR

MEDIDA DE LA VISCOSIDAD EN EL ACEITE



PROPIEDADES OBTENIDAS POR

PVT

Factor volumétrico de formación del

aceite, Bo

Relación gas en solución, Rs

Coeficiente de compresibilidad isotérmica, Co

Densidad del gas y del aceite, ρg y

ρo

Factor volumétrico de formación del

gas, z

Coeficiente de expansión térmica,

Viscosidad del gas y del aceite,

Composición del gas y aceite

PRUEBA DE EXPANSIÓN A COMPOSICIÓN CONSTANTE

DESCRIPSION GENERAL DE LA PRUEBA (CCE)• La Prueba PVT de Expansión a Composición Constante (CCE), también

conocida como Vaporización Flash inicia la serie de Pruebas PVT.

• se realiza para yacimientos de aceite y gas condensado para simular las relaciones de presión-volúmen de estos sistemas.

• La muestra es puesta en equilibrio en una celda a presión igual o superior que la presión inicial del yacimiento bajo condiciones de temperatura (T=Tyac), y composición constante.

• En síntesis, la presión es reducida gradualmente y el volumen total Vt, es medido a cada cambio de presión hasta alcanzar una presión de abandono.



Verificar la P y T de recibo de los cilindros y registrar

esta información.

Realizar cromatografía al gas, para verificar que la

muestra no esté contaminada.

Verificar la calidad de la muestra de líquido.

Determinar la gravedad API y el GOR.

Verificar que la muestra llegue al Lab. En las

mismas condiciones que se realizo el muestreo

(condiciones de yacimiento)

muestra

Fluido del yacimiento

CONTROL DE CALIDAD DE MUESTRAS EN EL LABORATORIO P V T.

En El yacimiento

cerca a la cara del pozo.

En la tubería de producción, desde

la cara del pozo hasta superficie.

Desde la cabeza del pozo hasta el separador.

Figura 6: Fase de transición de un aceite negroFuente: autor

SEPARADOR

ACEITE

LUGARES DE LA PRUEBA (CCE)

•Celda visual •Cilindro porta-muestras

•Manómetro de alta presión

•Bomba de mercurio de alta presión

•Bomba de vació

•Líneas de acero de alta presión

•Mercurio

•Baño de temperatura

EQUIPOS Y ELEMENTOS

Bomba

HgACEITE

Chaqueta

térmica

Celda PVT

Válvula de

fondo

P1>>Psat

Hg

DIAGRAMA ESQUEMÁTICO PRUEBA CCE

EQUIPO PARA LA PRUEBA

• Diseñada para simular condiciones de presión y temperatura de yacimiento.

• Tiene una ventana de vidrio templado que permite observar las interfaces petróleo-mercurio y petróleo-gas dentro de ella

• Tiene un volumen de 650 cc y sus condiciones máximas de trabajo son: 10000 psi de presión , 300o F de temperatura.

Celda PVT Visual

Muestra

Horno

Válvula de tope

Válvula de fondo



Bomba de Mercurio. Monitores conectados a la cámara

Bomba

Laboratorio de Análisis PVT-ICP



Cilindro con la

muestra

muestra

Válv

ula

de fo

ndo

Válvula de tope

Bomba

Equipo para prueba CCE

Rocking

Fuente: Laboratorio para análisis Petrofísicos, Pruebas PVT Universidad Industrial de Santander , Sede Guatiguara

Lámpara luz fria

Cilindro con mercurio

PROCEDIMIENTO EXPERIMENTAL

DIAGRAMA ESQUEMÁTICO DE LA PRUEBA PVT - CCE

1. Con la muestra representativa en la celda visual en sólo 1-Fase y a Temperatura de laboratorio se procede a llevar a una presión alta. Se registra el volumen de la bomba.

2. Agitar la muestra y abrir la válvula de fondo de la celda para observar la presión, si es diferente a la del Paso 1, ajustarla con la bomba manual hasta alcanzarla, cerrar la válvula. Hacer el mismo proceso hasta que la presión se mantenga. Registrar volumen y presión

PROCEDIMIENTO EXPERIMENTAL

3. Disminuir progresivamente la presión por debajo de la presión del yacimiento repitiendo el procedimiento anterior. Cuando se llega a la presión de burbuja, aumenta considerablemente el volumen de muestra dentro de la celda debido a la liberación del gas.

4. Graficar la Presión Vs Volumen de muestra. El punto donde cambia la pendiente, se toma como presión de burbuja a temperatura de laboratorio.

5. A Temperatura de laboratorio, la muestra se lleva de nuevo a 1-Fase y a 500psi por encima de Pb.

6. El baño de la celda visual se coloca a Tyac, para hacer la expansión térmica a presión constante desde Tlab hasta Tyac. Se calcula el volumen inicial y final de muestra y se determina la expansión térmica del fluido del yacimiento con la siguiente ecuación:

Donde : ℬ=expansión térmica

7. Fijar la presión, registrar el volumen y seguir los mismos pasos anteriores que se realizaron para obtener la Pb.

8. El punto de burbuja hallado a Tyac es mayor que a Tlab teniendo en cuenta que la solubilidad del gas disminuye cuando aumenta la temperatura

9. Con los volúmenes a diferentes presiones para hallar el punto de burbuja a Tyac , se calcula la compresibilidad:

P1>>Pb

Hg

ACEITE

V1

P2>Pb

ACEITE

Hg

ACEITE

Hg

P3=PbV3=VsatV3>V2

V2

P4<Pb

ACEITE

Hg

GAS

P5=PabandonoV5>>V4V4>Vsat

ACEITE

ACEITE

Hg

GAS

PROCEDIMIENTO PRUEBA (CCE)

V3 V4 V5

V1

VIDEO PRUEBA PVT-CCE

PROPIEDADES MEDIDAS (CCE)

PROPIEDADES MEDIDAS

(CCE)

Presión de Saturación

Volumen relativo

del fluido

Coeficiente de

expansión térmica

Coeficiente de

compresibilidad isotérmica

PRESIÓN DE SATURACIÓN

Se obtiene graficando la presión vs volumen total, la presión a la cual la pendiente cambia es la presión de punto de burbuja de la mezcla y el volumen en este punto, es el volumen del liquido en el punto de burbuja

PRES

ION

VOLUMENVsat.

Psat.

Punto de Burbuja

VOLUMEN

PRES

IÓN




ACEITE NEGRO ACEITE VOLÁTIL

GAS CONDENSADO GAS SECO

COMPORTAMIENTO PV DE ALGUNOS TIPOS DE HIDROCARBUROS

VOLUMEN RELATIVO

Es la relación del volumen total de hidrocarburos a cualquier presión con el volumen registrado en el punto de saturación

FUN

CIO

N Y

PRESION

a

b pendiente

f (Y) Vs P

Requiere de Una

corrección, por debajo de

la Psat

Calcular la Función Y para todas las presiones por debajo de la presión de saturación

Se procede a corregir Vrel

COEFICIENTE DE COMPRESIBILIDAD ISOTERMIICA DEL ACEITE

DEFINICION:cambio fraccional de volumen de un liquido cuando la presión es cambiada a temperatura constante, a presiones mayores al punto de burbuja.

Resolviendo la E.D, asumiendo CO=constante

a) Por encima de la presión del punto de burbuja

Una muestra de aceite de un yacimiento es colocada en una celda de laboratorio a 500 psig y 220 °F. el volumen es 59.55 cc. La presión es reducida a 4000 psig incrementando el volumen de aceite a 60.37 cc. Calcule el coeficiente de compresibilidad isotérmica para este aceite a condiciones de la celda.

EJEMPLO ILUSTRATIVO

solución:V2=60,37 cc ; V1=59.55 cc

Vrel

ativo

PRESION

∂ Vrel/∂P = Pendiente de la línea tangente a la curva

Vrel Vs Pconocer los datos de volúmenes relativos que arroja la vaporización flash

tener la relación existente entre la compresibilidad, el volumen relativo y la presión

Para gases condensados Se traza una línea tangente a la curva de la gráfica Volumen Relativo vs Presión, y se le halla la pendiente



EXPANSIÓN TERMICA

Es el cambio de volumen de la muestra con respecto al cambio de temperatura al cual fue sometida a presión constante, se determina por medio de la siguiente ecuación:



Para cambios pequeños en temperatura, la solución de la E.D puede ser aproximada a: V2= Volumen de muestra en la celda

a la temperatura inicial, (cc).

V1 = volumen de muestra en la celda a la temperatura final, (cc).

EJEMPLO ILUSTRATIVO 2

Una muestra de aceite de yacimiento fue colocada en el laboratorio en una celda a 5000 psig. Y 76 °F. el volumen fue de 54.74 cc, la temperatura fue incrementada a 220 °F y se mantuvo la presión constante por incremento del volumen de la celda a 59.55 cc. Calcule el coeficiente isobárico de expansión térmica

V1=54.74 cc ; V2=59.55 ccT1=76 ᵒ F ; T2=220ᵒ F P=5000 psig, se mantiene constante

ACTIVIDAD DE AFIANZAMIENTO

1. Los datos dados de una vaporización flash en un aceite negro a 220 °F son dados a continuación. Determine la presión de burbuja y prepare una tabla de presión y volumen relativo para el fluido en estudio

PRESIÓN psig

VOLUMEN TOTAL (cc)

5000 61.030

4500 61.435

4000 61.866

3500 62.341

3000 62.866

2900 62.974

2800 63.088

2700 63.208

2605 63.455

2591 63.576

2516 64.291

2401 65.532

2253 67.400

2090 69.901

1897 73.655

1698 78.676

60,000 65,000 70,000 75,000 80,0000

1000

2000

3000

4000

5000

6000GRAFICA PvsV

VOLUMEN (cc)

PRES

ION

(CC)

Psat=2605

Punto de Burbuja

Determinación el punto de burbuja

Determinación del volumen relativo

Presionpsig Volumen Total

(cc) Volumen Relativo Funcion YV.Relativo corregido

5000 61,030 0,96178394 - 4500 61,435 0,96816642 - 4000 61,866 0,97495863 - 3500 62,341 0,98244425 - 3000 62,866 0,99071783 - 2900 62,974 0,99241983 - 2800 63,088 0,99421637 - 2700 63,208 0,99610748 - 2605 63,455 1 - 2591 63,576 1,00190686 3,8438 1,00522516 64,291 1,01317469 3,6859 1,03302401 65,532 1,03273186 3,5959 1,07532253 67,400 1,06217004 3,513 1,12992090 69,901 1,1015838 3,4257 1,19181897 73,655 1,16074383 3,3218 1,27031698 78,676 1,23987077 3,2275 1,3608

Vsat=63,45 Psat=2605

1600 1800 2000 2200 2400 26003

3.1

3.2

3.3

3.4

3.5

3.6

3.7

f(x) = 0.000525821873953439 x + 2.32948552903908

FUNCION Y vs PRESION

PRESION psig

FUN

CIO

N Y

graficamos Y vs presión

Determinación de la compresibilidadPresión psig V.Relativo corregido Compresibilidad isotermica

Co

5000 0,961783941,32E-05

4500 0,968166421,40E-05

4000 0,974958631,53E-05

3500 0,982444251,68E-05

3000 0,990717831,72E-05

2900 0,992419831,81E-05

2800 0,994216371,90E-05

2700 0,996107484,11E-05

2605 10,00013608

2591 1,00520,00014912

2516 1,03300,00016625

2401 1,07530,00018991

2253 1,12990,00022353

2090 1,19180,00027105

1897 1,27030,00033139

1698 1,36080,00038205

Al resolver la E.D nos queda

CONCLUSIONES



la eficiencia de los resultados obtenidos mediante la aplicación de esta Prueba PVT dependen principalmente de las muestras representativas tomadas del yacimiento y de su manejo adecuado

Las propiedades obtenidas de esta Prueba PVT son de gran importancia porque permiten al ingeniero de yacimientos conocer como es el comportamiento del fluido en el yacimiento.

En esta prueba se determina la presión en el punto de burbuja permitiendo al ingeniero de producción evaluar y tomar las decisiones más eficientes con el fin de optimizar la producción del yacimiento

BIBLIOGRAFIA

o Tarek Ahmed “Equations of state and PVT analysis: applications for improved

reservoir modeling” 2007 Gulf Pub., 2007o CENGEL, Yunus A. Termodinámica. Segunda Edición. Tomo I. 1998

o Mc Cain W.D. “The properties of Petroleum Fluids” 2nd Ed. Penn Well Books. Tulsa

(1990).

o z“Consideraciones y procedimientos para el análisis PVT del crudo de Campos

Maduros Aplicación Campo Colorado”. Universidad Industrial de Santander 2008. o http://blogpetrolero.blogspot.com/



http://blogpetrolero.blogspot.com/

http://blogpetrolero.blogspot.com/

GRACIAS

exposicion cce

Documents