caracterizacion de petroleo negro


Universidad Nacional de Colombia, Sede Medellín
Facultad de Minas
Escuela de Energía y Procesos



Caracterización de un black oil
Fluidos de yacimiento




Realizado por:
Jair Alfonso Campos Avila
Jaime Avila Anaya
Oscar A. Clavijo Romero












Universidad Nacional de Colombia sede Medellin
Facultad de Minas – Ingeniería de Petróleos
Medellin
2013
FLUIDOSDE YACIMIENTO – Punto No. 3 del seguimiento – Grupo 6
Comportamiento volumétrico y de fases de un Black Oil

3.1 Determinar la presión de burbuja a la temperatura del yacimiento por el método gráfico. Tratar de aproximarse lo máximo a los valores experimentales. Calcular la presión de burbuja mediante una correlación empírica y comparar el resultado con el experimental. Analizar diferencias.En el cálculo de la presión de burbuja por medio del método grafico, lo primero es elaborar la gráfica de presión contra volumen (datos tomados de la prueba flash), en la gráfica se puede ver que hay un punto donde cambia drásticamente de pendiente, este punto es donde se encuentra el punto burbuja.

A continuación trazan líneas de ajuste de los datos antes y después del punto de inflexióny se busca la ecuación para cada una de ellas, después se igualan las dos ecuaciones y se obtiene el punto de burbuja.
P = -39,5*V + 4577 (1)
P= -1030*V+ 82230 (2)
Igualando: -39,58*V+4577 = -1030*V + 82230
Luego V=78,246 cm3, este es el volumen en el punto de burbuja, con este valor (reemplazando en cualquiera de las ecuaciones) la presión de burbuja P= 1473,76 Psia, al comparareste resultado con el punto de burbuja real (dato que da la prueba diferencial) se tiene con el método un porcentaje de error de 1,35% lo que indica que es un método bastante aproximado.
Para la presión de burbuja por medio de una correlación, utilizaremos la correlación de Standing, que propone un modelamiento de este estilo:

Sabiendo que

En donde γg es la gravedad específicapromedio del gas liberado en la prueba del separador, T la temperatura del yacimiento (°R) y la API a CE (26.95). Rs es el factor de solubilidad de gas, que en este caso el que arroja un mejor resultado es el de la prueba diferencial.
Ya con estos datos obtenemos: Pb standing= 1421,93Psia que comparado con el valor de referencia (dado en el punto inicial de la prueba diferencial) tiene un errorde 4.8% que aunque es aceptable es más grande que el error aportado por el método gráfico.
3.2 Determinar los factores volumétricos para el petróleo subsaturado (Bo, Rs y Bt para las diferentes presiones por encima del punto de burbuja). La técnica a seguir es combinando los datos de la prueba flash con los de la prueba del separador para el petróleo en el punto de burbuja. Calcular el Bo y el Rsa la presión inicial del yacimiento mediante correlaciones empíricas (escoger una de ellas).
Como se trabaja con presiones por encima de Pb, las ecuaciones que modelan estos cálculos son:


Presión (Psia)
Bo (RB/STB)
Rs (SCF/STB)
Bt (RB/STB)
8000
1,188
321
1,19
7100
1,197
321
1,20
6239
1,206
321
1,21
5360
1,217
321
1,22
4785
1,224
321
1,22
3898
1,236
321
1,243188
1,246
321
1,25
2225
1,260
321
1,26
1821
1,267
321
1,27

La solubilidad del gas – Rs – para presiones por encima del punto de burbuja es constante e igual a la del punto de burbuja –RsSb – debido a que antes de alcanzar el punto de burbuja no se ha producido cambio de fase y en consecuencia no se ha liberado gas, es decir, todo el gas permanece constante y disuelto en elpetróleo líquido.
El Factor volumétrico total del petróleo, Bt, para presiones por encima del punto de burbuja es igual al factor volumétrico del petróleo líquido, Bo. La razón, sigue las mismas líneas por las cuales la solubilidad del gas es constante para estas presiones, pues el volumen de gas en el petróleo a presiones más altas que la de burbuja, permanece constante, no se ha producido gas....