UNIVERSIDAD POLITECNICA

DEL GOLFO DE MEXICO

ALUMNOS:-Eduardo Gutiérrez García

-Jonathan Hernández Hernández-Mildred Guadalupe Huertas Domínguez

--Luis Roberto Ovando Rueda-José Fernando Ovando Santos

-Luis Alfredo Ovilla García

INGENIERIA PETROLERA VII-A

PROFESOR: Ing. Gilmer Cerino Córdova

ASIGNATURA: Yacimiento de Gas Y Condensado

Paraíso, Tabasco a 24 de octubre del 2013

INTRODUCCION

En la siguiente exposición veremos la importancia de las medicionesconvencionales PVT, correlaciones volumétricas y termodinámicas ydescripción de componentes pesados.

El petróleo es una mezcla de hidrocarburos formados por átomos decarbono e hidrogeno, además de heterocompuestos que contienen átomosde nitrógeno, azufre y oxigeno, así como algunos metales como níquel yvanadio.

Las pruebas PVT son empleados con el propósito de analizar losyacimientos además de esto, estudiar y cuantificar el comportamiento defase y propiedades del fluido de un yacimiento simulando las condicionesde recuperación con el fin de estudiar las propiedades de los fluidos deyacimiento en el laboratorio.

OBJETIVO

Conocer las mediciones convencionales PVT

Analizar las correlaciones volumétricas y termodinámicas

Descripción del componente pesado

PRUEBAS

CONVENCIONALES PVT

PRUEBAS CONVENCIONALES

La mayoría de las pruebas son experimentos de agotamiento, donde la presión de una

muestra de fluido que se encuentra en una fase se disminuye en pasos sucesivos uno a

uno para incrementar el volumen del fluido o remover parte de este

La disminución de la presión produce la formación de una segunda fase. Los dos

experimentos fundamentales realizados en sistemas de aceite negro, son el Agotamiento

a Volumen Constante (CVD) y la Expansión a Composición Constante (CCE). En los dos

se emplea una celda PVT, la cual es un recipiente cuyo volumen interno es conocido

para un amplio rango de presiones y temperaturas y que además puede mantenerse a

temperatura constante.

PRUEBA DE RECOMBINACION

Luego de haber obtenido y validado el análisis composicional del gas y del liquido del separador, la

composición del fluido de yacimiento puede ser calculada conociendo la relación gas-aceite en la

producción.

Las mediciones de tasas de flujo reportadas necesitan ser corregidas ya que ellas se basan en

cálculos donde se necesitan valores para el factor Z y la gravedad del gas, la gravedad se mide en

campo, pero sin la clase de precisión que puede obtenerse recalculándola a partir de la composición

conocida y el factor Z se basa en correlaciones que están en función de la gravedad del gas.

La corrección se basada en las composiciones de la gravedad del gas y del factor Z para obtener de

nuevo la relación gas-aceite en el separador.

LIBERACION INTANTANEA y PRUEBA CCE

(CONSTANT COMPOSITION EXPANSION)

Esta prueba se conoce también como Expansión a masa Constante o vaporización flash y es la que inicia el proceso de pruebas PVT para un fluido de yacimiento.

Es utilizada principalmente en yacimientos de aceite negro, sirve para medir el volumen total de fluido y su compresibilidad para un amplio rango de presiones desde la presión inicial de yacimiento hasta valores por debajo de la presión del separador.

Para los aceites negros también se usa en la determinación de la presión de saturación a condiciones de yacimiento.

- quido medida durante el muestreo. Una vez hecho esto, el sistema en la celda PVT, se lleva a la temperatura de yacimiento y se comprime hasta alcanzar una presión superior a la del yacimiento.

La presión se reduce paso a paso, se observa el volumen en la celda del sistema y se registra en cada cambio de presión, según las lecturas de la bomba manual.

LIBERACION DIFERENCIAL

También denominada vaporización diferencial, es realizada para aceites negros ya que

son fluidos de baja merma.

En esta prueba la presión del aceite es reducida por debajo del punto de burbuja a la

temperatura del yacimiento expandiendo el volumen del sistema.

Todo el gas producido es liberado a presión constante, reduciendo el volumen en

equilibrio dentro de la celda.

Este proceso es repetido en 10 a 15 etapas de presión hasta la presión atmosférica.

La liberación diferencial únicamente se realiza a sistemas de hidrocarburos de merma

baja (GOR < 1500 SCF/BN).

En esta prueba se realiza la medida de las siguientes Propiedades: Factor volumétrico

del aceite, Relación Gas-Aceite, Factor Z del gas retirado en cada etapa, Factor

volumétrico del gas, Gravedad del gas, Densidad del aceite, Composición del gas

retirado.

Prueba CVD (CONSTANT VOLUME

DEPLETION).

La prueba se realiza generalmente para aceites volátiles y gases condensados para simular el comportamiento del fluido en el yacimiento durante la producción.

Se diferencia de la liberación diferencial (prueba que se hace a aceites negros) en que no todo

produciendo gas rico, pero reteniendo la fase liquida en equilibrio.

Se realiza para aceites volátiles debido a los grandes volúmenes de gas liberados a condiciones de yacimiento cuando la presión cae por debajo del punto de burbuja y al alto encogimiento de la fase liquida

El fluido removido en cada etapa, se lleva a condiciones estándar y se analiza para determinar la composición y el peso molecular del C7+.

Por lo general se realizan entre cinco y diez reducciones hasta alcanzar la presión atmosférica.

PRUEBAS DE SEPARADORES

Se realizan para simular el comportamiento volumétrico del fluido a medida que este pasa a través del separador o los separadores hasta el tanque de superficie y tiene como objetivo suministrar información esencial en la determinación de las condiciones optimas de superficie para maximizar el recobro de aceite.

El procedimiento consiste en cargar una cantidad conocida de fluido de yacimiento a una cámara y ajustar la presión y temperatura a condiciones del primer separador.

El sistema alcanza el equilibrio

Una vez el fluido haya sido llevado a condiciones del tanque de superficie la cantidad, la gravedad y la composición del liquido remanente se determinan.

CORRELACIONES VOLUMÉTRICAS Y TERMODINÁMICAS

Los análisis de laboratorio son las vías mas

apropiadas para determinar las propiedades físicas y

químicas de una mezcla particular de hidrocarburos;

sin embargo cuando, en ausencia de datos de

laboratorio las correlaciones representan una

alternativa variable para estimar las propiedades de

gases y líquidos presentes en el yacimiento de

hidrocarburos

Estas correlaciones son diagramas

donde se grafican la presión contra

la temperatura y la presión contra

el volumen

CORRELACIONES VOLUMÉTRICAS Y TERMODINÁMICAS

CORRELACIONES VOLUMÉTRICAS

Correlación de Standing,M.B.

Correlación de Vázquez, M.E y Begg, H.D.

Correlación de Glaso, O.

Correlación de Standing

La correlación de standing representada por M.B.

standing en 1952, estima la presión del punto de

burbuja, la relación gas- petróleo , el factor de

volumen de formación de petróleo y la densidad del

petróleo

Correlación de Vázquez y Begg

Un total de 6004 datos experimentales usados para generar la correlación

presentada por Vázquez y Begg(1980), que permite obtener la cantidad

en solución

Correlación de Glaso, O.

En 1980, Glaso presento una correlación para calcular el factor

volumétrico de formación. Un total de 45 muestras de petróleo

obtenidas en su mayoría de la región del mar del norte, fueron

utilizadas para el desarrollo de la correlación

Descripción De Componente Pesado

ASFALTENOS

¿Qué son los Asfáltenos?

Son una familia de compuestos químicos orgánicos del petróleo crudo y

representan los compuestos más pesados y por tanto, los de mayor punto de

ebullición.

Son compuestos aromáticos y nafténicos de alto peso molecular con un rango

de 1000 a 50000 kg/kgmol, que se encuentran en dispersión coloidal en

algunos crudos.

Comportamiento de Asfáltenos

Teoría Molecular

Considera que los asfáltenos están

disueltos en el crudo al igual que el

resto de las moléculas

Teoría Coloidal

Considera que los asfáltenos están

presentes en el crudo formando

una dispersión coloidal.

Estructura de Asfáltenos

Estructuralmente se ha comprobado que los asfaltenos son una fracción de

compuestos que existen naturalmente en el crudo como agregados de núcleos

aromáticos condensados, sustituidos por grupos alifáticos y nafténicos, los

cuales poseen heteroátomos (nitrógeno, azufre, oxígeno) localizados en las

estructuras en una variedad de formas, especialmente las heterocíclicas.

Con el incremento del peso molecular de la fracción de asfaltenos, se

incrementa la aromaticidad y la proporción de heteroátomos.

Composición de Asfáltenos

Los asfáltenos físicamente son sólidos friables de color marrón oscuro a negro

con un punto de fusión no definido. Ellos se descomponen por calentamiento,

se funden y por posterior enfriamiento se re solidifican.

composición típica elemental de las fracciones de asfaltenos precipitadas por

n-pentano y n-heptano poseen cantidad de carbono e hidrógeno que varían

sólo en un pequeño rango: 82 ± 3 % en peso para el carbono y 8,1 ± 0,7 % en

peso para el hidrógeno.

Precipitación de Asfáltenos

La precipitación de asfáltenos se refiere al fenómeno mediante el cual un

crudo determinado, bajo ciertas condiciones de presión, temperatura,

composición y régimen de flujo, se separa en una o dos fases fluidas de

grandes proporciones (gas y/o líquido) y en una fase sólida insoluble de menor

tamaño, constituida principalmente por los asfáltenos.

Cambios de composición en los fluidos

del Yacimiento

El porcentaje de asfáltenos presentes en el petróleo es un

indicativo de la probabilidad de precipitación en el

sistema, por tal razón, la determinación del contenido de

éstos en los laboratorios de campo, se realizan como una

medida del control de la precipitación.

Esto resultará en una

pérdida de los

componentes livianos del

petróleo causando un

descenso de la relación

gas-petróleo (RGP) y un

incremento en la densidad

de los fluidos.

CONCLUSION

BIBLIOGRAFIA

www.correlacionvolumetrica.com

Estudio de las propiedades asfáltenos Bocacan,Dr.Andres Ramirez,

Pag.55,Venezuela