PRESENTACIÓN

1. Republica Bolivariana de Venezuela
Instituto Universitario Politécnico
“Santiago Mariño”
Escuela de Ingeniería de Petróleo
producción de hidrocarburos
PRODUCCIÓN
DE
HIDROCARBUROS
Realizado por: Yoselin Rodríguez C.I: 16.120.478

2. Gradiente de Presión
Es como se denomina a
la diferencia de presión
entre dos
definición
puntos. Por
no es
negativa, dada que es
la diferencia se realiza
entre un valor y otro
menor.

3. Propiedades físicas de los fluidos del yacimiento.
Las propiedades de los
fluidos se deben calcular en
base al análisis PVT, en
caso de no tener disponible
este análisis, se deben
utilizar correlaciones
empíricas para determinar
sus propiedades.

4. Propiedades físicas de los fluidos del yacimiento.
PETROLEO
Factor Volumétrico del Petróleo. βo ( BY / BN)
Solubilidad del gas en el petróleo Rs (PCN/BN)
Densidad del petróleo ρo (lbm/pie3)
Viscosidad del petróleo µo (cps)
Tensión Superficial gas-petróleo δo

5. Propiedades físicas de los fluidos del yacimiento.
Factor Volumétrico del Gas βg (PC/PCN):
Densidad del Gas ρg (lbm/pie3)
Viscosidad del Gas µg (cps)
GAS

6. Propiedades físicas de los fluidos del yacimiento.
Factor Volumétrico del Agua. βw (BW/BNW)
Solubilidad del gas natural en el agua.(Rsw)
(PCN/BN):
Viscosidad del agua, uw (cps)
AGUA

7. Construcción de las curvas: Curvas de gradiente
estático/ Curvas de gradiente dinámico.
Se conoce como curva de
gradiente de un fluido, al
perfil de presiones que dicho
fluido tiene a lo largo de la
tubería que lo contiene. La
curva de gradiente, permite
visualizar la variación de
presión del fluido en todos
los puntos de la tubería.

8. Construcción de las curvas: Curvas de gradiente
estático/ Curvas de gradiente dinámico.
1.- Seleccionar el primer intervalo.
2.- Estimar una caída de presión en el intervalo considerado (∆p).
3.- Determinar presión y temperatura promedio para el intervalo seleccionado (𝑃⃐ y ₸). 𝑃⃐ = 𝑃1+
𝑃2 2 ₸= 𝑇1+𝑇2 2
4.- Calcular las propiedades físicas de los fluidos a presión y temperatura promedio
5.- Calcular ∆P = (∆L) ( ∆𝑝 ∆𝑙 ).
6.- Comparar ∆P calculado con ∆P estimado, si no satisface una tolerancia prefijada, se debe
tomar el ∆P calculado como el nuevo ∆P estimado retomar el paso 3, en caso contrario
continuar el procedimiento.
7.- Obtener la presión en el otro extremo del intervalo seleccionado. P2 = P1 - ( ∆𝑃 ∆𝐿 )∆L = P1
– ∆P
8.- Seleccionar el nuevo intervalo tomando como P1 el valor calculado como P2.
9.- Repetir el procedimiento a partir del paso 2 hasta cubrir la longitud total de la tubería.
10.- Graficar presión contra longitud de tubería (P vs ∑∆L).
Procedimiento

9. Construcción de las curvas: Curvas de gradiente
estático/ Curvas de gradiente dinámico.
Gradiente Estático
Para la construcción de curvas de
gradiente correspondiente a la
columna estática de fluidos
altamente comprensibles (como es
el caso de columnas de gas) se
utiliza el procedimiento descrito
anteriomente pero sin dividir la
tubería en intervalos, es decir, se
considera un solo intervalo de
longitud igual a la longitud total de
la tubería. El gradiente del gas se
determina sustituyendo la fórmula
de densidad de los gases reales
ecuación ecuación

10. Construcción de las curvas: Curvas de gradiente
estático/ Curvas de gradiente dinámico.
Gradiente Dinamico
Igual que en el flujo multifásico
vertical, la disponibilidad de un
simulador es imprescindible para
generar un conjunto de curvas de
gradiente de presión en tuberías
horizontales que cubra un amplio
rango de condiciones de
producción. La mayoría de las
compañías petroleras disponen de
correlaciones ya programadas para
generar curvas gradientes
adaptadas a sus condiciones de
producción.

11. Construcción de las curvas: Curvas de gradiente
estático/ Curvas de gradiente dinámico.
Gradiente Dinámico
En la construcción de las curvas de gradiente dinámico o
curvas de gradiente, correspondiente a fluidos en movimiento,
se deben tomar en cuenta además de los efectos
gravitacionales, los efectos debido a la fracción y la aceleración

12. Flujo Multifasico
Tuberías Verticales
El flujo multifásico en tuberías
verticales estuvo sujeto a un estudio
extensivo a raíz del primer trabajo
publicado por Poettman y Carpenter
en 1952. Ellos ofrecieron una solución
práctica a los problemas sobre flujo
multifásico en tuberías verticales, el
cual fue muy utilizado en la industria
petrolera.
Tuberías Horizontales
La predicción para la determinación de
las pérdidas de presión para flujo
multifásico en tuberías horizontales, es
tan compleja como el estudiado para
tuberías verticales, ello se debe al
número de variable que intervienen en
la predicción y al amplio rango de
variación de dichas variables.

13. Aplicaciones prácticas de las curvas de gradiente
Se utiliza para:
Determinar la contrapresión necesaria en el cabezal del eductor (Pwh)
Determinar el índice de la productividad promedio correspondiente a la tasa de flujo
actual del pozo (Pws conocida).
Determinar el diámetro óptimo, para una determinada tasa de producción. El
diámetro óptimo es aquel que minimiza las pérdidas de energía a lo largo del
sistema de tuberías.
Determinar la tasa de producción óptima que minimiza las pérdidas de energía en
un sistema dado eductor-líneas de flujo.