ANALISIS PVT(LIBERACION DIFERENCIAL)

1. FACULTAD DE INGENIERIAS
FISICOQUIMICAS
ESCUELA DE INGENIERIA DE
PETROLEOS > PRIMER PERIODO 2011

2. ANALISIS PVT
LIBERACION DIFERENCIAL
LUIS CARLOS PATIÑO LAGOS > PRIMER PERIODO 2011

3. Agenda
> Objetivos
> Introducción
> Generalidades
> Propiedades obtenidas
> Procedimiento
> Ejercicio
> Conclusiones
> Referencias
3

4. OBJETIVOS
> Objetivo General
Tener conocimiento acerca de la prueba de
liberación diferencial, su procedimiento y
beneficios para la industria del petróleo.
> Objetivos específicos
> 1
Tener en cuenta la claridad con la cual se hace el
correcto desarrollo de la prueba de liberación
diferencial en el laboratorio.
> 2
Aprovechar al máximo los resultados obtenidos
para determinar las diferentes propiedades de los
fluidos.
> 3
Determinar algunas de las propiedades del crudo
4 para la caracterización de yacimientos .

5. ANALISIS PVT
> *
Pruebas de laboratorio de los fluidos de un
yacimiento petrolífero , para determinar
propiedades y su variación con la PRESIÓN.
> *
Deben simular el proceso de liberación gas-
petroleo desde el yacimiento hasta los
separadores.
> *
Dos tipos de liberación ocurren
• DIFERENCIAL
• INSTANTANEA
5

6. LIBERACION DIFERENCIAL
> INTRODUCCION
La prueba de liberación diferencial se
realiza cuando la composición total del
sistema varía durante el agotamiento
de presión. En este caso todos los
gases liberados de la fase líquida
durante la reducción de presión son
removidos parcial o totalmente del
contacto con el petróleo.
6

7. GENERALIDADES
> 1
La prueba de Liberación Diferencial (DL) o de
Vaporización Diferencial, se realiza únicamente a
fluidos de yacimiento de baja merma (Black Oil y
crudos pesados), con un GOR < 1500 scf/BN.
> 2
La temperatura inicial a la cual se realiza la prueba
de laboratorio debe ser igual a la temperatura del
yacimiento.
> 3
La presión inicial de la muestra de petróleo debe
ser mayor o igual a la presión de burbujeo.
7

8. GENERALIDADES
> 4
Este procedimiento es repetido varias veces hasta
alcanzar la presión atmosférica.
> 5
La presión se va disminuyendo, aumentando así el
espacio disponible en la celda para el fluido.
> 6
Al caer la presión ocurre la liberación del gas, el
cual es removido de la celda manteniendo la
presión constante para esta extracción.
8

9. PROPIEDADES OBTENIDAS
> Relación gas-petróleo en solución
Rs
> Factor volumétrico del petróleo
Bo
> Factor volumétrico total
Bt
> Factor volumétrico del gas
Bg
9

10. PROPIEDADES OBTENIDAS
> Gravedad especifica del gas
Yg
> Gravedad API del crudo residual
API
> Densidad del petróleo
pt
> Factor de compresibilidad del gas
10
z

11. PROPIEDADES OBTENIDAS
Relación gas-petróleo en solución
Rs
11

12. PROPIEDADES OBTENIDAS
Factor volumétrico del petróleo
Bo
12

13. PROPIEDADES OBTENIDAS
Factor volumétrico total
Bt
13

14. PROPIEDADES OBTENIDAS
Factor volumétrico del gas
Bg
14

15. PROPIEDADES OBTENIDAS
> Relacion gas-petroleo en solucion
> Factor volumetrico del petroleo
> Factor volumetrico total
15

16. PROPIEDADES OBTENIDAS
> Factor de compresibilidad del gas
> Factor volumetrico del gas
16

17. PROCEDIMIENTO
> 1
Tomar una muestra de líquido del yacimiento y colocar en
una celda PVT.
> 2
Simular las condiciones de presión y temperatura del
yacimiento en la celda PVT. La presión debe ser igual o
superior a la presión de burbuja.
> 3
Escoger los niveles de presión y determinar el delta de
presión al cual se va a realizar la prueba. Usualmente se
usan de 10 a 15 niveles de presión.
> 4
Establecer la presión de la prueba en la presión de
burbuja y medir el volumen de aceite.
17 > 5
Reducir la presión al siguiente nivel

18. PROCEDIMIENTO
> 6
Remover el gas liberado por la reducción de presión
en la celda.
> 7
Medir la gravedad especifica y el volumen de gas a
condiciones estándar (14.7 psi y 60 °F).
> 8
Medir el volumen de petróleo remanente a
condiciones de presión y temperatura en la celda PVT.
> 9
Repetir los pasos 5 a 8 hasta alcanzar la presión de
superficie o presión atmosférica
> 10
Medir el volumen de aceite residual a condiciones
estándar (Vsc).
18

19. PROCEDIMIENTO
19

20. PROCEDIMIENTO
20

21. EJERCICIO
PRESION PRESION GAS REMOVIDO A GAS REMOVIDO A VOL. ACEITE GRAVEDAD DEL GAS
(PSIG) (PSIA) 220ºF (CC) 60ºF (PCN) (CC)
2620 2634,7 - - 63,316 -
2350 2364,7 4,396 0,02265 61,496 0,825
2100 2114,7 4,292 0,01966 59,952 0,818
1850 1864,7 4,478 0,01792 58,528 0,797
1600 1614,7 4,96 0,01693 57,182 0,791
1350 1364,7 5,705 0,01618 55,876 0,794
1100 1114,7 6,891 0,01568 54,689 0,809
850 864,7 8,925 0,01543 53,462 0,831
600 614,7 12,814 0,01543 52,236 0,0881
350 364,7 24,646 0,01717 50,771 0,988
150 164,7 50,492 0,01643 49,228 1,213
0 14,7 - 0,03908 42,54 2,039
Volumen total de 39,572
Aceite residual a 60
ºF Bo
21 API º 35,1

22. Presi Presio Gas Gas Vol. grave Bo Factor Z Bg Rs Densidad
on n Removi Removi Aceite dad (RB/BN) (PC/PCN) (SC del gas
(Psig (Psia) do a do a (cc) del F/S (g/cc)
) 220ºF 60ºF Gas TB)
(cc) (PCN)
2620 2634, - - 63,31 - 1,6000202 - - 854
7 6 2
2350 2364, 4,396 0,02265 61,49 0,825 1,5540281 0,84314415 0,006837 763 0,000990
7 6 0 9 29
2100 2114, 4,292 0,01966 59,95 0,818 1,5150106 0,84812774 0,007690 684 0,000982
7 2 1 7 78
1850 1864, 4,478 0,01792 58,52 0,797 1,4790255 0,85603468 0,008803 612 0,000956
7 8 7 4 2
1600 1614, 4,96 0,01693 57,18 0,791 1,4450116 0,86906622 0,010320 544 0,000949
7 2 2 2 94
1350 1364, 5,705 0,01618 55,87 0,794 1,4120084 0,88399667 0,012421 479 0,000953
7 6 9 2 43
1100 1114, 6,891 0,01568 54,68 0,809 1,3820125 0,89997511 0,015482 416 0,000971
7 9 3 2 12
850 864,7 8,925 0,01543 53,46 0,831 1,3510057 0,91884882 0,020376 354 0,000997
2 6 5 83
600 614,7 12,814 0,01543 52,23 0,088 1,3200242 0,93781745 0,029255 292 0,000106
6 1 6 9 88
350 364,7 24,646 0,01717 50,77 0,988 1,2830031 0,96171905 0,050567 223 0,001186
1 3 1 38
150 164,7 50,492 0,01643 49,22 1,213 1,2440109 0,92985432 0,108262 157 0,001456
8 2 6 82
0 14,7 - 0,03908 42,54 2,039 1,0750025 - - 0 0,002447
3
volumen total de gas 0,21256
removido
22 Rs Volumen total de Aceite 39,572
residual a 60 ºF
API º 35,1

23. EJERCICIO
Bg Vrs. P Rs Vrs. P
0.15 1000
800
0.1 600
400
0.05
200
0 0
0 1000 2000 3000 0 2000 4000
23

24. EJERCICIO
Rs Vrs. P
1000
800
600
400
200
0
0 1000 2000 3000
24

25. EJERCICIO
> 1 Con los datos obtenidos de la prueba PVT podemos hallar
la solubilidad del gas en el aceite
>
Rs
> 2 Hallar el factor volumetrico del aceite
25 Bo

26. EJERCICIO
> 3 Con los datos obtenidos de la prueba PVT podemos hallar la
solubilidad del gas en el aceite
> 4 Con los datos obtenidos de la prueba PVT podemos hallar la
solubilidad del gas en el aceite
26

27. EJERCICIO
> 5 Hallar el factor volumétrico total
> 6 Hallar la densidad del gas
27

28. CONCLUSIONES
> La prueba de liberación diferencial nos ayuda a
predecir el comportamiento de los fluidos en el
yacimiento.
> Teniendo el conocimiento del comportamiento de
los fluidos podemos determinar mas propiedades
y el comportamiento de estos.
> Para que los resultados de esta prueba sean
representativos debe realizarse a la temperatura
del yacimiento.
28

29. BIBLIOGRAFIA
> AHMED, Tarek. Propiedades de los fluidos.
Yacimientos I.
> Aramendiz J.J. y Velázquez M.A. “Consideraciones y
Procedimientos para el Análisis PVT del Crudo de
Campos Maduros. Aplicación Campo Colorado”.
Tesis. Universidad Industrial de Santander, Escuela
de Ingeniería de Petróleos (2008).
> Craft B.C. y Hawkins M.F. “Ingeniería Aplicada de
Yacimientos Petrolíferos”. Primera edición. Editorial
Tecnos. Madrid (1968).
> Equations of state and Analysis.
> Mc Cain W.D. “The Properties of Petroleum Fluids”.
Second Edition. Penn Well Books. Tulsa (1990).
> http://es.scribd.com/doc/52457766/2/FACTORES-A-TOMAR-
EN-CUENTA-PARA-EL-ANALISIS-DE-LAS-PRUEBAS-PVT
> http://yacimientos-de-gas.blogspot.com/2009/03/analisis-pvt-
liberacion-diferencial-e.html
> http://blogpetrolero.blogspot.com/search/label/PVT 29

30. GRACIAS
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