Fluidos de Yacimientos Black oil

Sección 3.4
Comportamiento volumétrico y de fases de petróleos
negros
3.4.1 Prueba flash
3.4.2 Prueba diferencial
3.4.3 Prueba del separador
3.4.4 Factores volumétricos de campo
3.4.5 Ecuación general del balance de materiales
3.4.6 propiedades del petróleo

FLUIDOS DE YACIMIENTO

1

ESTUDIO DE FLUIDOS TIPICO PARA BLACK OILS
DETERMINACION DE LA COMPOSICION QUIMICA
Obtención demuestras representativas “sampling”
Cromatografía de gases – Destilación TBP
PRUEBAS PVT BASICAS
Liberación o vaporización flash
Presión de burbuja
Coeficiente de compresibilidad isotérmica del líquido subsaturado

Liberación o vaporización diferencial

Factores volumétricos
en función de la presión

Pruebas de separador
Presión óptima de separación en superficie
DETERMINACION DEPROPIEDADES FISICAS
Viscosidad y densidad del petróleo

2
3.4 Comportamiento volumétrico y de fases de petróleos negros

TIPOS DE SEPARACION BLACK OIL

3
3.4 Comportamiento volumétrico y de fases de petróleos negros

3.4.1 PRUEBA FLASH

FLUIDOS DE YACIMIENTO

4

SEPARACION FLASH - DESCRIPCION
Pin.

Px

Pb
╥

╥
Vti=Voi

Pk
╥

╥

Pk+1

╥

Vgk

Voi

Vtx=VoxVox

Vtb=Vob

Vgk+1

Vob
Vtk

Vok

Vtk+1

Vok+1

Ty=cte

5
3.4 Comportamiento volumétrico y de fases de petróleos negros

SEPARACION FLASH – BASE DE DATOS
Presión
(Pj)

Volumen
Petróleo (Voj)

Volumen
Gas (Vgj)

Volumen
total (Vtj)

Pin.
------

Voin.
------

0
------

Vtin.
------

Px

Vox

0

Vtx

------

------

------

------

PbVob

0

Vtb

-----Pk

-----Vok

-----Vgk

-----Vtk

Pk+1

Vok+1

Vgk+1

Vtk+1

------

------

------

-----6

3.4 Comportamiento volumétrico y de fases de petróleos negros

SEPARACION FLASH – EJEMPLO

7
3.4 Comportamiento volumétrico y de fases de petróleos negros

DETERMINACIÓN DE LA PRESIÓN DE BURBUJA

4000

PRUEBA FLASH

Pb=2624 psig – Vob=63.291 cc3800

6000
3600

5000

3400
y = -876,71x + 58112
3200

P (psig)

P (psig)

4000
3000

3000
2800
y = -115,7x + 9946,9

2000

2600
2400

1000

2200

0
0

50

100

150
Vt (cc)

200

250

2000
61

62

63

64

65

66

67

68

69

70

71

Vt (cc)

Pb=2620 psig – Vob=63.316 cc

8
3.4 Comportamiento volumétrico y de fases depetróleos negros

DETERMINACIÓN DE LA PRESIÓN DE BURBUJA

9
3.4 Comportamiento volumétrico y de fases de petróleos negros

DETERMINACIÓN DEL COEFICIENTE DE
COMPRESIBILIDAD ISOTÉRMICO PARA EL FLUIDO
MONOFÁSICO
Indica como cambia el volumen del fluido
por los cambios en presión a temperatura constante

1 VO 
cO  
VO P T

Integrando y suponiendo que CO no cambia para un intervalode presión
dado se tiene:

 Vok 1 
ln 

 Vok 
cO  
 Pk 1  Pk 
10
3.4 Comportamiento volumétrico y de fases de petróleos negros

COEFICIENTE DE COMPRESIBILIDAD ISOTÉRMICO PARA
EL FLUIDO MONOFÁSICO
Ejemplo: determinar el coeficiente de compresibilidad isotérmico del petróleo
entre 5000 y 4500 psig

 Vok 1 
 61.030 
ln 
ln 


 Vok   
 61.435  13.23  106 psig 1
cO  
 Pk 1  Pk  5000  4500

11
3.4 Comportamiento volumétrico y de fases de petróleos negros

COEFICIENTE DE COMPRESIBILIDAD ISOTÉRMICO PARA
EL FLUIDO MONOFÁSICO

12
3.4 Comportamiento volumétrico y de fases de petróleos negros

3.4.2 PRUEBA DIFERENCIAL

FLUIDOS DE YACIMIENTO

13

SEPARACION BATCH - DESCRIPCION
Ty
Pb

╥

Vob

Ty
PkVgk(CE)

╥

Vgk

╨
Vok

Ty
Pk+1
╥

Vgk+1(CE)

╨

Ty

PE
╥

VgE(CE)

╨
VoE

Vok+1

TE
PE
VoCE(D)

Vgk+1
VgE

Vok
Vok+1
VoE

Etapa k

Etapa k+1

Etapa E

14
3.4 Comportamiento volumétrico y de fases de petróleos negros

SEPARACION BATCH – BASE DE DATOS
Etapa j

Presión
(Pj)

Volumen
Petróleo (Voj)

Volumen
Gas (Vgj)

Volumen
Gas a CE...