Pruebas Pvt
Páginas: 11 (2744 palabras)
Publicado: 13 de octubre de 2011
Definición de pruebas PVT
Consiste en determinar en el laboratorio una serie de propiedades físicas de un fluido en el yacimiento (petróleo, agua o gas) que relacionan presión, volumen y temperatura. Un paso previo a un buen análisis PVT, consiste en la obtención de una muestra representativa del yacimiento que esté a las condiciones de presión y temperatura del mismo. A éste respectoexisten normas muy detalladas y compañías especializadas para tomarlas de acuerdo al tipo de fluido que se debe muestrear.
Un análisis PVT es costoso y muchas veces se trata de yacimientos viejos que no poseen ésta información o muy nuevos que todavía no han sido evaluados. Por éstas razones se han desarrollado una serie de ecuaciones o Correlaciónes empíricas que permitan determinar laspropiedades de los fluidos del yacimiento. A continuación se presentan las principales características del gas y el petróleo y las Correlaciónes más usadas en su determinación. En general, el PVT se refiere al conjunto de propiedades de volumen medidas a una presión y temperatura determinada. Estas propiedades son factor volumétrico de formación del petróleo, que es función de la presión del yacimiento,del factor volumétrico y de la compresibilidad del crudo, factores volumétricos del gas y el agua., gas disuelto en crudo que es función de la gravedad del crudo, temperatura, presión y gravedad del gas. La viscosidad del crudo es función de la Temperatura, presión y gas disuelto.
El factor volumétrico bifásico, βt = β o + (Rsi − Rs )β g . La compresibilidad del crudo es función de P, API, T yγg. La compresibilidad del agua es en función del gas disuelto en agua y la concentración de cloruro de sodio dado en parte por millón, ppm.
Liberación instantánea o separación instantánea
Es utilizada para determinar el punto de burbujeo. Se eleva la Presión mayor a la presión del punto de burbuja y se miden los volúmenes de fluido, consiste colocar en una celda de laboratoriodisminuir gradualmente la presión donde el gas liberado no es removido de la celda permanecerá en contacto con el liquido, por lo que la composición del sistema permanece constante durante el agotamiento de presión.
En la separación gas-liquido de forma instantánea se condensa más líquido que en la separación diferencial debido a que en la separación instantánea mayor cantidad de gaspermanece en el sistema del cual sus componentes más pesados se pueden condensar.
En un yacimiento el proceso de separación gas-liquido depende de la saturación de condensado retrogrado. Al disminuir la presión del yacimiento por debajo de la presión de rocío el líquido condensado permanece inmóvil en contacto con el gas hasta alcanzar una saturación mayor que la crítica. El gas remanente se moveráhacia los pozos de producción y la composición del sistema gas-liquido estará cambiando continuamente. Bajo estas condiciones el proceso de separación será diferencial.
En el proceso de separación instantáneo las condiciones determinantes en el yacimiento son: el contacto continúo entre las fases gas y liquido en las tuberías de producción, líneas de flujo y separadores sin cambiar la composicióndel sistema, y la agitación permanente en dicho proceso lo que permite alcanzar el equilibrio.
El factor volumétrico sobre el punto de burbuja se calcula mediante:
La compresibilidad del petróleo juega un papel importante entre Pb y P > Pb, de modo que:
Integrando resulta y despejando resulta:
Puesto que existe una relación de volúmenes, se pueden reemplazaréstos por los factores volumétricos, Por lo tanto:
Liberación Diferencial
Es aquella donde la composición total del sistema varía durante el proceso. El gas que se produce en cada paso de presión es retirado parcial o totalmente del contacto con el condensado retrogrado. El proceso de separación diferencial consiste en adicionar a una celda de laboratorio una cierta cantidad de gas...
Consiste en determinar en el laboratorio una serie de propiedades físicas de un fluido en el yacimiento (petróleo, agua o gas) que relacionan presión, volumen y temperatura. Un paso previo a un buen análisis PVT, consiste en la obtención de una muestra representativa del yacimiento que esté a las condiciones de presión y temperatura del mismo. A éste respectoexisten normas muy detalladas y compañías especializadas para tomarlas de acuerdo al tipo de fluido que se debe muestrear.
Un análisis PVT es costoso y muchas veces se trata de yacimientos viejos que no poseen ésta información o muy nuevos que todavía no han sido evaluados. Por éstas razones se han desarrollado una serie de ecuaciones o Correlaciónes empíricas que permitan determinar laspropiedades de los fluidos del yacimiento. A continuación se presentan las principales características del gas y el petróleo y las Correlaciónes más usadas en su determinación. En general, el PVT se refiere al conjunto de propiedades de volumen medidas a una presión y temperatura determinada. Estas propiedades son factor volumétrico de formación del petróleo, que es función de la presión del yacimiento,del factor volumétrico y de la compresibilidad del crudo, factores volumétricos del gas y el agua., gas disuelto en crudo que es función de la gravedad del crudo, temperatura, presión y gravedad del gas. La viscosidad del crudo es función de la Temperatura, presión y gas disuelto.
El factor volumétrico bifásico, βt = β o + (Rsi − Rs )β g . La compresibilidad del crudo es función de P, API, T yγg. La compresibilidad del agua es en función del gas disuelto en agua y la concentración de cloruro de sodio dado en parte por millón, ppm.
Liberación instantánea o separación instantánea
Es utilizada para determinar el punto de burbujeo. Se eleva la Presión mayor a la presión del punto de burbuja y se miden los volúmenes de fluido, consiste colocar en una celda de laboratoriodisminuir gradualmente la presión donde el gas liberado no es removido de la celda permanecerá en contacto con el liquido, por lo que la composición del sistema permanece constante durante el agotamiento de presión.
En la separación gas-liquido de forma instantánea se condensa más líquido que en la separación diferencial debido a que en la separación instantánea mayor cantidad de gaspermanece en el sistema del cual sus componentes más pesados se pueden condensar.
En un yacimiento el proceso de separación gas-liquido depende de la saturación de condensado retrogrado. Al disminuir la presión del yacimiento por debajo de la presión de rocío el líquido condensado permanece inmóvil en contacto con el gas hasta alcanzar una saturación mayor que la crítica. El gas remanente se moveráhacia los pozos de producción y la composición del sistema gas-liquido estará cambiando continuamente. Bajo estas condiciones el proceso de separación será diferencial.
En el proceso de separación instantáneo las condiciones determinantes en el yacimiento son: el contacto continúo entre las fases gas y liquido en las tuberías de producción, líneas de flujo y separadores sin cambiar la composicióndel sistema, y la agitación permanente en dicho proceso lo que permite alcanzar el equilibrio.
El factor volumétrico sobre el punto de burbuja se calcula mediante:
La compresibilidad del petróleo juega un papel importante entre Pb y P > Pb, de modo que:
Integrando resulta y despejando resulta:
Puesto que existe una relación de volúmenes, se pueden reemplazaréstos por los factores volumétricos, Por lo tanto:
Liberación Diferencial
Es aquella donde la composición total del sistema varía durante el proceso. El gas que se produce en cada paso de presión es retirado parcial o totalmente del contacto con el condensado retrogrado. El proceso de separación diferencial consiste en adicionar a una celda de laboratorio una cierta cantidad de gas...
Leer documento completo
Regístrate para leer el documento completo.