Practico Nº 2 Produccion II

8/19/2019 Practico Nº 2 Produccion II

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PRACTICO Nº 2

Propiedades físicas del petróleo

Coloración el color del petróleo varía del amarillo al rojo pardo, siendo las clases más oscuras, opacas.Los aceites de bajo peso específico son amarillos, los medianos ámbar, y los aceites más pesados son

oscuros. Por luz reflejada, el aceite crudo es usualmente verde, debido a la fluorescencia. Por logeneral, su tonalidad se oscurece con el aumento de su peso específico, que se incrementa alaumentar su porcentaje de asfalto. Los hidrocarburos puros son incoloros, pero a menudo se coloreanpor oxidación, especialmente los no saturados. Los compuestos que dan color pertenecen a la clase delos hidrocarburos aromáticos; el color depende de su estructura molecular.

Olor Es característico y depende de la naturaleza y composición del aceite crudo. Los hidrocarburos nosaturados dan olor desagradable, debido al ácido sulfhídrico y otros compuestos de azufre. Lospetróleos crudos tienen olor aromático. En otros aceites el olor varía, dependiendo de la cantidad dehidrocarburos livianos y de las impurezas.

Peso específico El petróleo es más liviano que el agua. Su peso específico es influenciado por factoresfísicos y por la composición química del crudo, pudiendo oscilar, en términos generales, entre 0,75 y0,95 Kgr./lt. Aumenta con el porcentaje de asfalto.

Viscosidad Es la medida de la tendencia a fluir, siendo de gran importancia en los aceites lubricantes yfuel-oil. Es usualmente el tiempo necesario para que un volumen dado de aceite, a una temperaturadefinida, fluya a través de un pequeño orificio. Se mide con viscosímetro. Todos emplean en general elmismo principio. Se controla la temperatura dentro de la taza y en el baño cuidadosamente, y cuandose ha alcanzado la temperatura deseada, se abre el orificio y se deja fluir el líquido a un frasco decapacidad conocida. El tiempo necesario para llenar el frasco es la viscosidad requerida.

La viscosidad aumenta con el peso específico. La viscosidad de los aceites del mismo peso específicopero de diferente origen, no es la misma. Esto se debe a su diferente composición química. De estapropiedad depende la calidad de los aceites lubricantes que contiene.

Solubilidad Es insoluble en agua, sobre la cual sobrenada por su peso específico menor. A esto se debesu peligrosidad cuando se derrama en los puertos, o cuando es necesario combatir incendios en lostanques de almacenaje. Es soluble en benceno, éter, cloroformo, y otros solventes orgánicos.

Poder calorífico Está comprendido entre las 9000 y 12000 calorías. Éste disminuye al aumentar la

densidad. Ejemplo:Para una densidad de 0,815 Kgr./lt. es igual a 11000 Cal/lt..

Para una densidad de 0,915 Kgr./lt. es igual a 10700 Cal/lt..



Cálculo de la viscosidad del petróleo: La Figura presenta la variación de viscosidad en distintas fases como función de presión y temperatura.En la tendencia isobárica de subenfriamiento AB, la viscosidad del líquido aumenta notablemente. Sinembargo, en la compresión isotérmica BC, un cambio leve se observa en la viscosidad. En la regiónisobárica CD, la viscosidad del líquido comprimido disminuye marcada e linealmente en función delaumento de la temperatura marcadamente dentro de la fase densa. Mientras aumenta la temperatura

adicionalmente dentro de la fase densa, la reducción de la viscosidad se torna gradual y se asemeja a laviscosidad del gas. La reducción de viscosidad se torna mínima durante la expansión isotérmica DE.Enfriamiento isobárico a través del EF hasta la temperatura del punto de rocío corresponde a ningúncambio notable de viscosidad, pero aumenta notablemente en la región bifásica. Con propósito decompletar la Figura, la viscosidad bifásica fue estimada por:

= ∗() í ∗() Donde (V/F) , y (L/F) representan las fracciones molares de vapor y líquido respectivamente.

Cálculo de la densidad del Petróleo

La Figura presenta la variación de la densidad en distintas fases como función de presión y temperatura.En la tendencia isobárica de subenfriamiento AB la densidad líquida se incrementa precipitosamente. Sinembargo, la compresión isotérmica en la tendencia BC, se nota un leve aumento de la densidad. En latendencia isobárica CD, la densidad del líquido disminuye gradualmente mientras aumenta latemperatura muy dentro de la fase densa. Sin embargo, mientras sigue en aumento la temperaturadentro de la fase densa, la reducción de la densidad se acelera. La reducción de densidad se aceleraseguidamente durante la expansión isotérmica DE. Enfriamiento isobárico en la región EF corresponde



con un aumento agudo en la densidad. Puede notarse que los valores de la densidad de la fase densa seasemejan a la de la fase líquida en algunas áreas de la fase densa, y es significativamente mayor que lasdensidades del gas.

El enfoque de la ecuación de balance de materiales, planteada para el cálculo de la solubilidad del gasse analiza con rigurosas medidas experimentales de datos PVT a la presión y la temperaturaespecificada. La siguiente expresión se refiere al cálculo de la densidad del aceite:

=, ∗ , ∗ ∗

SGo= Gravedad especifica del aceite (SCF)SGg= Gravedad especifica del aceite (STB)RS = Solubilidad del gas (SCF/STB)

Standing propuso una correlación para estimar la densidad del aceite, en función de la solubilidad delgas, RS, gravedad especifica del aceite, SGo, gravedad especifica del gas, SGg, a una presión ytemperatura específicas, como se muestra en la siguiente ecuación:

= , ∗ , ∗ ∗, , ∗ ∗, , ∗ −,

T= Temperatura del sistema (ºR)SGo = Gravedad especifica del aceite (STB)RS = Solubilidad del gas (SCF/STB)SGg = Gravedad especifica del gas (SCF)



Correlación para calcular densidad a p>pbLa densidad del petróleo a presiones mayores que la presión del punto de burbuja (p>pb) se determinamediante la siguiente ecuación:

ρ = Densidad del petróleo apresión de burbuja (lbs/pie3)CO= Compresibilidad isotérmica del petróleo (lpc-1)

pb = presión de burbujeo (lpca)p= presión de interés (lpca)

Solubilidad del gas o Relación gas en solución-petróleo

El yacimiento se encuentra a cierta presión inicial, aldisminuir la presión, el gas que se encuentradisuelto inicialmente en el petróleo comienza aliberarse a partir del punto de burbujeo, decayendo

la relación gas-petróleo en solución ya que el gasliberado crea una fase continua y es aquí dondeocurre un cambio considerable en la tasa de gasproducido, ya que se tomará en cuenta tanto el gasque sigue disuelto en el petróleo como el gas libredentro del yacimiento.A medida que disminuye lapresión la cantidad de gas en solución disminuye, asícomo también al elevar la temperatura la solubilidaddel gas disminuye.

La solubilidad del gas en petróleo depende de: La presión La temperatura Composiciones del gas y del petróleo

Para un mismo gas y petróleo a una temperaturaconstante, la cantidad de gas en solución aumenta conpresión; y a una presión constante, la cantidad de gas ensolución disminuye a medida que aumenta latemperatura.

La solubilidad del gas se determina por los pies cúbicosnormales de gas (PCN) en solución en un barril normal decrudo (BN) a determinadas condiciones de presión ytemperatura.

= = ⁄ ⁄



Método de Vogel

Vogel ha desarrollado una ecuación empírica para la forma del IPR de un pozo productor en unyacimiento con empuje por gas disuelto en el cual la presión media del yacimiento es menor que la

presión en el punto de burbuja.

IPR de Vogel En el caso del flujo bifásico, donde reservorio la presión promedio del mismo (pr) está pordebajo de la presión del punto de burbuja, es recomendado el IPR de Vogel.

Esta ecuación es,

= 1−0,2∗( )−0,8∗

La curva del IPR puede ser generada cualquiera sea, elcaudal máximo (qo máx.) como así también la presiónpromedio del reservorio (P. estática) y el caudal (qo) a lacorrespondiente presión dinámica. Para cualquier caso,se necesita realizar un ensayo de recupero de presión(build up) para conocer pr y también se debe realizar unensayo de flujo por orificio calibrado, para conocen elcaudal entregado por la formación.

Modificación de la ecuación de Vogel (Standing).

Extensión del método de Vogel por StandingEste método surge como resultado de la pregunta hecha por Standing (1970), acerca de cómo calcularla curva IPR a una presión promedio a futuro. Si se sustituye el valor de J, en la ecuación de Vogel, seobtiene la relación:

= ∗ 1 0,8 ...Ecuación 2.5

J está dado en términos de tasas de flujo y presiones. Si J puede ser calculado para alguna presiónpromedio de yacimiento en el futuro, luego, con ese valor y la ecuación 2.5, la presión y la tasa de flujonecesaria para encontrar la curva I PR a futuro, pueden ser determinadas.Standing sugirió que en el caso límite donde la caída de presión sea muy pequeña, la presión de fondotendería a la presión promedio del yacimiento, es decir:

= 1 ...Ecuación 2.6



El valor de J bajo estas condiciones es referido comoJ* y por sustitución en la ecuación 2.5 se obtendría:

∗ = 1,8∗ ….Ecuación 2.7

El próximo paso es como calcular J* a medida que cambia la presión del yacimiento.Standing sugiere que J*a las diferentes presiones de yacimiento es proporcional a la permeabilidadrelativa e inversamente proporcional al factor volumétrico de formación (βo) y la viscosidad.

∗ = ∗ ...Ecuación 2.8

Donde:KRO= Permeabilidad relativa al petróleoβo = Factor volumétrico del petróleo (BY/BN)μo = Viscosidad del petróleo (cp)Con esta relación, el valor de J*a futuro, referido como Jf* es igual al valor de J* en el presente (Jp*)multiplicado por el inverso de la razón de permeabilidad, viscosidad y factor volumétrico:

∗ = ∗[ ∗ ∗] ...Ecuación 2.9

Combinando esta relación con la ecuación de Vogel, Standing encontró el IPR a futuro el cual está dadopor la ecuación:

= ∗, ∗ 1−0,2 −0,8∗ ...Ecuación 2.10

Usando esta última ecuación, se asume una presión a futuro a la cual se desea conocer el IPR. Secalcula el Jf*, se sustituyen estos valores en la ecuación y la misma queda en función de q y Pwf, asíesta ecuación da la curva IPR a futuro.

Correlación para el cálculo del IPRUna metodología propuesta para la construcción de la curva de IPR compuesta cuando dos o más zonasestán siendo producidas conjuntamente, es utilizada y desarrollada a continuación. Para el uso de esteprocedimiento se requiere de cierta información base, tal como: los datos mecánicos del pozo bajoestudio, es decir diámetro y longitud de tuberías, profundidad de cada zona, así como del punto deinyección de gas-lift si lo hubiere, las curvas de IPR de cada una de las zonas involucradas calculadas al

nivel medio de cada una de ellas y la RGP de las mismas.

El procedimiento recomendado se puede resumir en los pasos siguientes:

1 .Determinar la presión de fondo fluyente (Pwf) necesaria para obtener una tasa determinada de lazona más profunda, en el gráfico de curvas IPR individuales.

2. Colocar esta Pwf en el nivel de la zona más profunda del gráfico de presión contra profundidad.



3. Determinar la presión fluyente en el nivel de la zona inmediata superior a la más profunda. con el usode curvas de gradiente (o programas para calcularlas), tomando la RGP de la zona más profunda y losdiámetros de tubería y distancia entre zonas.

4. Determinar la tasa obtenible a esa presión en la zona siguiente a la más profunda, con el valor depresión fluyente calculado en el paso anterior, entrando de nuevo en el gráfico de las curvas IPR

individuales.5. Determinar la tasa total de fluido, mediante la suma de las tasas de las dos zonas.

6. Determinar la RGP total mediante la fórmula:

= ∗+ ∗ + (RGP pesada por volumen) (4)

7. Determinar la presión fluyente en el nivel siguiente a los dos anteriores, con estas condiciones. Repetirlos pasos anteriores (5 y 6) para determinar la tasa total y RGPT.

8. Calcular la presión fluyente desde el último nivel al nivel del punto de inyección de gas, tomando encuenta los cambios de diámetro de tubería.

9. Colocar en el gráfico de curvas IPR la Pwf calculada en el paso anterior (en el punto de inyección degas de levantamiento) contra la tasa total.

10. Repetir el procedimiento tomando otras tasas de producción para la zona inferior. Con los puntosgenerados de esta forma se podrá al final construir una curva de IPR compuesta, sin importar el númerode zonas que estén abiertas. Por supuesto, el procedimiento será más laborioso a medida que existamayor número de zonas.

Practico Nº 2 Produccion II

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