CIED de Muestras de Hidrocarburos y Validación PVT

Instituto de Desarrollo Profesional y Técnico

Toma de Muestras de Hidrocarburos y Validación PVT

Centro Internacional de Educación y Desarrollo © CIED 1997 Filial de Petróleos de Venezuela, S.A.


Instructor

Jorge Barrientos

Dirigido a

Ingenieros de Yacimientos y Producción, Técnicos Superiores y Profesionales en Ingeniería que trabajen en este campo.

Objetivos

Analizar la información suministrada del análisis volumétrico (propiedades) de los fluidos del yacimiento en función de presión y temperatura, para el estudio y comportamiento de los yacimientos petrolíferos. Manejar los conceptos básicos del análisis de los fluidos requeridos para analizar la información obtenida de las pruebas de laboratorio.

Resumen

ientos : Ingeniero de Petróleo, egresado de La Universidad del Zulia (LUZ), 1970, donde también obtuvo su Título de Magíster en Curriculum Vitae Ingeniería de LUZ, desde 1971. Actualmente es Profesor Titular y del Instructor está encargado de las cátedras Tratamiento del Gas Natural, Diseño de Plantas y Yacimientos de Gas que ofrece la División de Pos-grado de la Facultad de Ingeniería de LUZ. Ha participado y dictado numerosos cursos de especialización en el área de Ingeniería de Gas, tanto en Venezuela como en el exterior. Se desempeño como Director del INPELUZ y Presidente de la Fundación LSTP. (1990 – 1993). Jorge Barr


Contenido Página

Introducción ...........................................................................................................................................

iii

Capítulo 1 Toma de Muestras Acondicionamiento del pozo............................................................................................. 1-1 Muestras de subsuelo........................................................................................................ 1-4 Muestras de superficie......................................................................................................1-10

Capítulo 2 Equipos de Laboratorio. Descripción y Calibración Bomba de mercurio.......................................................................................................................2-1 Preparación de la bomba de mercurio para la calibración .......................................2-3 Calibración de la bomba de mercurio......................................................................... 2-3 Medida de los volúmenes............................................................................................2-5 Vaciado: Procedimiento inverso.................................................................................2-5 Corrección de volumen de mercurio por compresibilidad y por expansión térmica ........................................................................................................................... 2-6 Celda PVT.......................................................................................................................... 2-10 Preparación de la celda PVT...................................................................................... 2-11 ...................................................... 2-11 Determinación de la capacidad de la celda PVT ......... 2-12 Cambio de volumen de la celda PVT con presión a temperatura ambiente

Cambio en volumen de la celda PVT con presión a temperatura diferencial a la del ambiente......................................................................................................... 2-12 Resultados .................................................................................................................. 2-13 Separador de laboratorio (Ruska)................................................................................... 2-13 Viscosímetro de alta presión........................................................................................... 2-15

Capítulo 3 Pruebas de Laboratorio Liberación instantánea ...................................................................................................... 3-1 3-3 Liberación diferencial ........................................................................................................

Viscosidad a presión..........................................................................................................3-4 Pruebas de separación...................................................................................................... 3-5

i


Página

Capítulo 4 Cálculos de las Propiedades Físicas a Partir de los Datos de Laboratorio Presión de saturación (Pb)................................................................................................ 4-1 Factor de compresibilidad líquida (Co)............................................................................ 4-1 Expansión térmica de los fluidos del yacimiento........................................................... 4-2 Volúmenes relativos.......................................................................................................... 4-2 Factor de expansión del gas (1/Bg).................................................................................. 4-2 Factor de merma del líquido (Sh)..................................................................................... 4-3 Factor de solubilidad del gas (Rs).................................................................................... 4-4 Densidad del petróleo del yacimiento.............................................................................. 4-4

Capítulo 5 Consistencia de Datos PVT Obtenidos en el Laboratorio Verificación de los datos de laboratorio.......................................................................... 5-1

Bibliografía ..................................................................................................................................................

v

Apéndice Clasificación de los yacimientos de cuerdo al estado de sus fluidos ......................... A-1 Yacimiento de gas....................................................................................................... A-1 Yacimientos de condensados.................................................................................... A-1 Yacimientos de crudos volátiles................................................................................ A-1 Yacimiento de crudo normal ...................................................................................... A-2 Well Dream......................................................................................................................... A-3 Densidad a presión............................................................................................................A.3 Peligros del mercurio .......................................................................................................A-3 Departamento de mercurio......................................................................................... A-3 Prevención al peligro.................................................................................................. A-4 Buena ventilación........................................................................................................ A-4 Medidas de prevención............................................................................................... A-4 Limpieza de derramamiento de mercurio................................................................. A-5 Probadores para vapores de mercurio .....................................................................A-5 Síntomas de envenenamiento con mercurio............................................................ A-5 ii


Página

Anexos Análisis PVT.......................................................................................................................... vi ............................xix Análisis composicional de los gases de las pruebas de separación

Gráficas de las propiedades de los fluidos ....................................................................xxv Caracterización del crudo.............................................................................................. xxxiii

iii

Capítulo

1 Acondicionamiento del pozo

Toma de Muestras

El acondicionamiento del pozo es una de las partes más importantes del muestreo, aunque muchas veces es completamente ignorado. La caída de presión (Draw-Down), asociada con las tasas normales de producción, ocasiona flujo en dos fases cerca del fondo del pozo, si el fluido en la formación estaba inicialmente saturado o ligeramente sobresaturado. Entonces, los efectos de permeabilidad relativa pueden causar que los fluidos que ingresan en el fondo del pozo sean diferentes del fluido srcinal del yacimiento existente en los contornos del área de drenaje. El problema de la caída de presión en un yacimiento saturado no puede ser vencido, por lo tanto el propósito de acondicionar el pozo es el de reducir la caída de presión por reducción de la tasa de flujo a la tasa de estabilidad más baja posible. A tasas bajas de flujo, el fluido que ingresa al fondo del pozo será más parecido al del yacimiento. Este cambio deseado ocurrirá rápidamente si el área de drenaje involucrada no es demasiado extensa.

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Análisis PVT

Toma Muestras

Continuación Acondicionamiento del pozo

La Fig. 1, es un esquema representativo de un yacimiento saturado (Pb = Py) atravesado por un pozo, y con una curva superpuesta de distribución de presión como una función de la distancia del radio de drenaje, suponiendo una tasa de flujo normal. A esta tasa de flujo normal, la presión de fondo debería ser Pf1 y el flujo que ingresa al fondo del pozo debería estar saturado a la presión Py, la presión en el contorno del área de drenaje. Al reducir la tasa de flujo sustancialmente, mucho del exceso de gas saturado alrededor del fondo del pozo puede ser removido, elevando la presión de fondo fluyente Pf2, y el fluido que ingresa al fondo del pozo será más parecido al fluido del yacimiento existente en el área de drenaje. La curva de distribución de presión en un yacimiento saturado asociado con el período de reducción de tasa de flujo es presentada como una línea discontinua en la Fig. 1. La Fig. 2. es una representación esquemática de un yacimiento sobresaturado (Py > Pb) atravesado por un pozo. La curva de distribución de presión vs. distancia del radio de drenaje ha sido superpuesta otra vez suponiendo tasa de flujo normal. Nótese que la saturación del gas libre no ocurre hasta el punto donde la curva de distribución de presión cae por debajo de la presión de burbujeo, Pb. El proceso de acondicionamiento para un yacimiento sobresaturado es idéntico al empleado para un yacimiento saturado. Por reducción de la tasa de flujo, nosotros podemos levantar la presión de fondo fluyente de Pf1 a Pf2 para que sea más alto que la presión de burbujeo (Pb) del fluido, la saturación de gas libre alrededor del fondo del pozo puede ser completamente eliminada y los fluidos que entran al fondo del pozo serán idénticos a los existentes en el área de drenaje. El método de muestreo de fluido a ser usado determina el resto de las condiciones del proceso. Si las muestras van a ser tomadas en el fondo del pozo, el período de producción de tasa de flujo será generalmente de 1 a 4 días, dependiendo de las características de la formación y los fluidos, y el área de drenaje afectada. Después de este período de reducción de la tasa de flujo, el pozo deberá ser cerrado hasta alcanzar la presión estática. El período de cierre generalmente de un día a una semana o más, dependiendo de las características de la formación. Para el caso de un yacimiento saturado el período de cierre tiene como resultado un efecto de fuerza al gas a entrar en solución en el petróleo, levantando de este modo la presión de saturación. En algunos casos, el valor deseado de Pb es obtenido; como siempre en muchos casos este valor es solamente aproximado y la diferencia final es una función de la productividad del pozo, de la tasa de producción y las propiedades de los fluidos. Al concluir el período de cierre, el pozo deberá estar apropiadamente condicionado y listo para muestreo de fondo.

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1-2

Toma Muestras

Análisis PVT


Pb = Py

Pf2

Pf1 Radio de Drenaje

Fig. 1. Yacimiento saturado.

Py

Pf2 Pb

Pf1 Radio de Drenaje

Fig. 2. Yacimiento subsaturado.

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1-3

Análisis PVT

Toma Muestras


Si las muestras de gas y líquido van a ser tomadas en el separador, las tasas de gas y líquido deben ser medidas continuamente durante el período de flujo estable a la tasa de flujo reducido. Una prueba mínima de 24 horas es recomendada, tiempos muchos más grandes pueden ser necesarios si la caída de presión de fondo está aumentando. Al concluir el período de tasa baja de flujo estabilizada con acompañamiento de las medidas de las tasas de gas y líquido, el pozo debería estar apropiadamente condicionado y listo para la colección de muestra del separador.

Muestras subsuelo de

Las muestras de ni subsuelo no son recomendadas para yacimientos de gas condensado para yacimientos de petróleo negro que producen cantidades de agua considerables. La fase líquida en el fondo de un pozo cerrado en un yacimiento de gas condensado no es representativa de los fluidos del yacimiento. Una columna de agua en el fondo de un pozo cerrado de petróleo negro evita tomar la muestra a la profundidad apropiada y crea una situación donde la colección de una muestra representativa de fluidos del yacimiento sería imposible. Frecuentemente el agua está en el fondo del pozo, aún en pozos que normalmente no producen agua. Por esta razón, un gradiente de presión estática debería ser corrido e interpretado para determinar la interfase gas-petróleo y la interfase agua-petróleo en el eductor. La Fig. 3. presenta la interpretación típica de un gradiente de presión estática. Cuando se está corriendo una toma de muestra de fondo se debe tener cuidado al momento de atravesar la interfase gas-petróleo. La falta del debido cuidado podría resultar en un accionamiento prematuro del mecanismo que cierra las válvulas superior e inferior del toma-muestra tampoco debería ser bajado de la interfase petróleo-agua, porque de ese modo la muestra colectada sería de agua del yacimiento.

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1-4

Toma Muestras

Análisis PVT

Continuación 5000

Profundidad (pies) 0 2000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 9400 9600 9800 10000

4500

4000 ) a c p l (

Presión (lpca)

Gradiente (lpc/pie)

2670 2720 2770 2830 3165 3497 3827 4157 4291 4370 4458 4547

0.025 0.025 0.060 0.335 0.332 0.330 0.330 0.335 0.395 0.440 0.445

Niv el d e A g u a

n ó i s e r P

3500

Niv el d e P et ró leo 3000

2500 0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000 11000

Prof und idad (pies)

Fig. 3. Gradiente estático de presión.

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1-5

Análisis PVT

Toma Muestras

Continuación Muestras de subsuelo

El toma-muestra de fondo tipo “Wofferd” es el más utilizado. Algunos esquemas internos de este instrumento son presentados en la Fig. 4. El toma-muestra tiene aproximadamente 6 pies de longitud y 1/2 pulgada de diámetro.

Fig. 4. Muestreador tipo Wofford.

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1-6

Toma Muestras

Análisis PVT


El toma muestra es bajado en el pozo con una guaya fina estándar de 0.072 pulgadas. Un esquema típico de la bajada del toma-muestra en el pozo puede ser visto en la Fig. 5. El toma-muestra de fondo es ensamblado con uno de los dos mecanismos que existen para activar el gatillo que cierra las válvulas en ambos extremos, estos mecanismos son: un cabezal de pasador o un cabezal de reloj. El cabezal de pasador, el cual es usado para muchas aplicaciones, es activado comunicando un golpe violento a la guaya fina en la superficie. En casos donde el cabezal de pasador no se puede usar como por ejemplo en el yacimientos petróleo pesado y pozos desviados, entonces se usa cabezal de de reloj.

Fig. 5. Muestras de subsuelo.

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Análisis PVT

Toma Muestras


Después que el toma-muestra ha sido bajado en el pozo hasta la zona productora (pero nunca por debajo del final del eductor o de la interfase petróleo-agua) las válvulas del toma-muestra, las cuales han sido abiertas con anterioridad, son cerradas por el mecanismo de pasador o de reloj. La muestra atrapada es entonces subida a la superficie y se le coloca un cabezal de transferencia al toma-muestra. La presión de burbujeo a la temperatura ambiente del fluido es medida acoplando una línea del cabezal de transferencia a la bomba de mercurio, inyectando mercurio dentro del toma-muestra y agitándolo después de cada inyección vs. la presión de la muestra se puede observar el punto de burbujeo de la muestra (ver Fig. 6). Luego se presiona el fluido hasta alcanzar una sola fase y la segunda válvula del cabezal de transferencia es acoplada a un cilindro de almacenamiento de alta presión. El contenido del toma-muestra puede ser transferido por gravedad (ver Fig. 7.).

Fig. 6. Determinación del punto de burbujeo a temperatura ambiente.

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Toma Muestras

Análisis PVT


El toma-muestra es corrido en el pozo una segunda vez y se repite todo el proceso de transferencia anterior. La segunda será transferencia solamente si el punto de burbuja a temperatura ambiente es similar al de la primera muestra. Usualmente se encuentra una diferencia de 20 a 50 lpc. Si los puntos de burbujeo no son similares se debe continuar la toma de muestra de fondo hasta encontrar una aceptada por los límites. Después que las 2 muestras de fondo con presión de apertura y punto de burbujeo similares han sido tomadas y transferidas, el proceso muestreo ha sido completado. unacilindro medidade dealmaceseguridad, de algo de mercurio debe ser drenadoComo de cada namiento antes de ser transportados al laboratorio. Las muestras deben ir etiquetadas y acompañadas de toda la información disponible del pozo, incluyendo temperatura del yacimiento, presión estática del yacimiento, relación gas-petróleo srcinal y actual, etc.

Fig. 7. Aparato para transferencia de la muestra de fondo por gravedad.

1-9

Análisis PVT

Muestras de superficie

Toma Muestras

Las muestras de superficie, se refieren a muestras del separador y tienen tantas aplicaciones como las muestras de subsuelo. Las muestras de separador son solamente recomendadas para yacimientos de gas-condensado, pero en muchos casos pueden ser usadas para yacimientos de petróleo negro. Para tomar una buena muestra sé separador se recomienda: 1. Una reducción a una tasa baja de flujo estable. 2. Medir exactamente las tasas de flujo de gas y líquido, y 3. Tomar una muestra representativa de gas y líquido de la primera etapa del separador. Para el propósito de nuestra discusión, permítanos asumir que el paso 1 ha sido completado, a través de pruebas con diferentes tamaños de chikes en la superficie. Incidentalmente, la baja tasa de flujo estabilizada que nosotros hemos referido no será generalmente mayor de 100 barriles de petróleo por día para yacimientos de petróleo negro o un millón de pies cúbicos normales de gas condensado, a menos que se conozca que el yacimiento tiene alta liberación. También, permítanos asumir que el equipo apropiado está en el sitio para realizar la separación, de todo el flujo del pozo, en gas y líquido y que las medidas de ambas fases son técnicamente aceptables. La medida de gas usualmente se hace acoplando un medidor adecuado, con el rango de medir presión y el tamaño del orificio seleccionado de modo que las medidas caigan entre 30 % y el 80 % del rango máximo. Todos los factores pertenecientes a la medida de la tasa de gas serán suplidos al personal de laboratorio. La medida de la tasa de líquido puede ser hecha en un punto (separador primario, separador secundario de almacenamiento, o tanque), pero el punto de medida también serán reportados al personal de laboratorio. La información de las tasas de gas líquido será usada más adelantes para mejorar la medida de la tasa de gas, y aplicar un factor de volumen, si es necesario. Suponiendo que ya hemos satisfecho las dos primeras de las tres condiciones necesarias, nosotros estamos listos para tomar una muestra representativa de gas y líquido de la primera etapa. Los separadores de campo vienen en una gran variedad de configuraciones, dos de las cuales son presentadas en la Fig. 8. En el separador el flujo del pozo es separado en dos fases (gas y líquido) las cuales irán por vías separadas. La composición del flujo del pozo, de la presión y temperatura del separador, tomando muestras de gas y líquido de la primera etapa, y midiendo las tasas de producción, nosotros podemos combinar físicamente el flujo del pozo en el laboratorio, utilizando un proceso referido como una recombinación física. Existen varios métodos de tomar muestras de gas y líquido, nosotros discutiremos solamente los más recomendables.

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Toma Muestras

Análisis PVT

Continuación Muestras de superficie

El método de vacío para muestras de gas, es el más usado de todos y ha demostrado ser que da mejores resultados. El método de vacío es preferido por ofrecer seguridad, comodidad y calidad. Una bomba de vacío es usada para remover el aire del cilindro toma-muestra, previo el envío del laboratorio. La Fig. 9. ilustra el equipo necesario para realizar el muestreo. Después de acoplar el cilindro toma-muestra al punto de toma de gas de la primera etapa del separador (válvula fuente), el aire en la línea flexible es purgado hacia fuera 8usando la válvula de purga), y el cilindro es llenado con gas hasta alcanzar la presión de la fuente. El cilindro es entonces cerrado, desconectado de la fuente, etiquetado y taponado en ambos extremos. El proceso descrito se repite para las muestras subsiguientes.

Fig. 8. Separador vertical y horizontal.

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1-11

Análisis PVT

Toma Muestras


El método de vacío es también recomendado para tomar muestras de líquido del separador. El cilindro toma-muestra debe ser acoplado al punto de colección de la primera etapa del separador. Un punto lógico para tomar muestras es el fondo del medidor de nivel de vidrio para separadores de alta presión. La línea flexible del toma-muestra es llenada y purgado a la presión del separador, usando la válvula purga. La válvula de entrada del cilindro es entonces suavemente abierta, evitando una caída de presión en la línea flexible. Cuando el cilindro está lleno la válvula interior es cerrada rápidamente. Luego, drene cuidadosamente unas pocas gotas de líquido de la válvula exterior, para chequear el agua libre en la muestra. Si no se encuentra nada, cierre ambas válvulas, desconecte el cilindro de la fuente, tapone los extremos y coloque la etiqueta de identificación. Si el volumen de agua drenado excede al 10 % de la capacidad del cilindro, será necesario introducir más líquido del separador en el cilindro antes de desconectar el sistema. Repita el procedimiento para una segunda muestra y para muestras subsiguientes que sean requeridas por el laboratorio.

Fig. 9. Equipo para toma de muestras.

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Toma Muestras

Análisis PVT


La Fig. 10 ofrece algunas explicaciones para los procedimientos descritos anteriormente. La Figura muestra las relaciones de presión y temperatura en diagramas para muestras de gas y líquido de separador. Note que la muestra de gas del separador existirá en 2 fases a presión y temperatura debajo de la temperatura del separador. Por esta razón nosotros recomendamos que el método de muestreo de gas con purga sea evitado, especialmente cuando la temperatura ambiente está a la presión de punto de burbuja a la temperatura del separador. Esta es la razón de evitar la caída de presión en la línea flexible durante el proceso de tomar muestras de líquido.

Fig. 10. Diagrama de presión-temperatura del separador de gas y separador de líquido.

1-13

Capítulo

2 Bomba de mercurio

Equipos de Laboratorio. Descripción y Calibración

La bomba de mercurio es una de las partes más importantes del conjunto de equipos para análisis PVT de fluidos de yacimientos. Tiene una doble función: cambiar la presión en un recipiente por inyección o retiro de mercurio y medir el mercurio inyectado o retirado. Se usa, en conjunto con la celda PVT, el separador de Laboratorio y el Equipo de Recombinación, etc. La bomba de mercurio es simplemente una bomba de desplazamiento de mercurio calibrada volumétricamente. Resiste altas presiones de trabajo; por ejemplo, la del laboratorio tiene una presión de trabajo de 6000 lpc. La Fig. 11, parte superior derecha, muestra un diagrama de la bomba. Dentro del cilindro va un émbolo unido a un tornillo sin fin, el que se mueve manualmente por medio de las palancas indicadas en el esquema. El movimiento de este tornillo sin fin (y por consiguiente el émbolo) se registra en una escala graduada y se lee con ayuda de un vernier que permite leer un milésimo de vuelta. Al extremo del cilindro va conectado un manómetro Heise de 16”. Además, al cilindro van unidas 2 válvulas: una superior, VH, que comunica con un depósito de mercurio y otra lateral, VL, que comunica con un tubo de acero al otro equipo con que se está trabajando. El depósito de mercurio posee una pequeña válvula de drenaje de mercurio. Además posee una tapa a la que va unido un termómetro.

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Análisis PVT


Continuación Bomba de mercurio

MANOMETRO HEISE

Fig. 11. Diagrama de la bomba de mercurio, celda PVT y baño de aceite a temperatura constante.

2-2


Preparación de la bomba de mercurio para la calibración

Análisis PVT

Se supone que la bomba no tiene mercurio o haya que cambiarle el que tenga. Se limita cuidadosamente el cilindro y demás partes de la bomba con gasolina u otros fluidos disolvente. Se cierra la válvula de la bomba, VL y VH. La válvula lateral se conecta al vacío (bomba de vacío u línea de vacío). Se retrocede el pistón toda la carrera del émbolo. Se abre la válvula lateral, y se hace un buen vacío. Se llena el depósito de mercurio limpio. Se cierra la válvula lateral y se desconecta el vacío. Se abre lentamente la válvula superior, admitiendo mercurio en el cilindro, teniendo cuidado de mantener el recipiente lo más lleno posible para evitar la entrada libre de aire. Se llena la bomba completamente, se cierra la válvula superior y se coloca la tapa al recipiente de mercurio. Se giran las palancas de la bomba en sentido de las agujas del reloj, aumentando la presión hasta la presión límite de trabajo. La presión debe aumentarse casi instantáneamente. Además, la presión debe mantenerse constante. Si la presión disminuye, debe haber escapes. Se revisan las empacaduras, válvulas, etc. hasta eliminarlo. Se disminuye la presión a la atmosférica y se ajusta el vernier para estar seguro que no se deslice.

Calibración de la Se supone que el manómetro está calibrado, de lo contrario es necesario calibrarlo con un medidor bomba de mercurio de pesos muertos. También se supone que durante la calibración, la temperatura ambiente permanece constante. El desplazamiento de la bomba es aproximadamente 1 cc., por válvula. Sigue...

2-3

Análisis PVT


Continuación

Calibración de la Se conecta un tubo pequeño de acero inoxidable a bomba de merla válvula lateral, teniendo cuidado que el extremo curio libre no esté ensanchado. Se dobla el tubo hacia arriba y se conecta al vacío, colocando una trampa de mercurio entre el tubo de acero y el sistema de vacío. Se aumenta la presión en la bomba (100– 200 lpc) y se abre lentamente la válvula lateral, permitiendo que se llene de mercurio el tubo de acero, manteniendo siempre una presión positiva en la bomba. Se cierra la válvula latera, se desconecta el vacío se permite dobla elque tubopase de acero un poco hacia a abajo.ySe otro poco mercurio través del tubo y se cierra de nuevo la válvula lateral. La bomba se calibrará a 5000 lpc, es decir, las lecturas en la bomba siempre se harán a esta presión. El procedimiento es el siguiente: se aumenta la presión a 5000 lpc y se registra la lectura en la bomba con ayuda del vernier. Se coloca un recipiente pequeño de vidrio, matraz (beacker), previamente pesado debajo del tubo de acero. Se abre lentamente la válvula lateral y se desplaza la bomba de nuevo a 5000 lpc y se toma la lectura correspondiente. Se pesa el mercurio desplazado y se registra la temperatura. (Nota: para propósito de la práctica, tomar lecturas aproximadamente cada 10 vueltas). Se repite el proceso descripto hasta desplazar todo el mercurio de la bomba. Se calcula el volumen de mercurio a presión atmosférica, dividiendo por la densidad del mercurio (Tabla 1) a la temperatura registrada. Se calcula el volumen de mercurio a la presión de calibración. Se gráfica el volumen de mercurio desplazado a presión de calibración, como función del número de vueltas de la bomba. Se calcula la mejor constante de la bomba, tomando la pendiente de la mejor línea recta que se pueda trazar a través de los puntos. También se puede calcular para cada volumen de mercurio desplazado y tomar el promedio. Sigue...

2-4


Análisis PVT

Continuación

Calibración de la Para trabajos de extrema exactitud, se aconseja bomba de mercalibrar la bomba de mercurio a dos o más tempecurio raturas con el fin de hacer la corrección apropiada del cambio en volumen de la bomba con cambio de temperatura Medida de volúmenes

La técnica más exacta para medir volúmenes con la bomba de mercurio es usándola como una unidad cerrada, haciendo todas las lecturas a la misma presión. Esta técnica elimina la necesidad de calibrar bomba y el eliminando manómetro cualquier para cambios volumenlacon presión, erroren por atraso en la carrera del pistón y simplifica los cálculos al eliminar las correcciones anteriores. La lectura de la bomba se hace siempre con las válvulas cerradas y a la presión de calibración, 5000 lpc generalmente, aunque puede ser cualquier presión por encima de 2000 lpc. Por ejemplo: para inyectar una cantidad de mercurio en una celda PVT, se llena la bomba con mercurio, se cierra las válvulas de la bomba, se aumenta la presión a 5000 lpc y se registra la lectura correspondiente. Se lleva la presión en la bomba a un valor un poco más alto que la presión en la celda PVT, se abre la válvula lateral y se inyecta la cantidad deseada de mercurio en la celda PVT. Se lee la presión en la celda, se cierra la válvula lateral lentamente, retrocediendo simultáneamente el pistón para mantener constante la presión de la celda. Cuando se cierra la válvula, se ajusta la presión exactamente a 5000 lpc y se toma la lectura de la bomba. Para llenar o vaciar la bomba en el curso de un experimento se sigue el mismo procedimiento. Llenando: con válvulas cerradas, se lleva la presión a 5000 lpc y se anota la lectura. Se disminuye la presión. Se llena el depósito de mercurio, se abre la válvula superior y se retrocede el pistón completamente, manteniendo siempre mercurio en el depósito. Se cierra la válvula superior, se lleva la presión a 5000 lpc y se registra de nuevo la lectura.

Vaciado: Proce- Debe tenerse cuidado de dejar suficiente mercurio dimiento inverso en la bomba de tal manera que la presión pueda ajustarse a 5000 lpc. Sigue...

2-5

Análisis PVT


Continuación

Vaciado: Proce- Cuando se habla de tener volúmenes en la bomba, dimiento inverso se entiende que debe ser a 5000 lpc y con válvula cerrada. La bomba mide volúmenes a la presión y temperatura de la bomba. El mercurio es compresible (aproximadamente 0.02 por ciento por cada 1000 lpc a 70 °F), se expande y contrae con cambios térmicos (aproximadamente 0.01 por ciento por cada °F). El volumen de mercurio salido de la bomba a la temperatura y presión diferente a la de calibración, es por lo tanto, distinto del volumen medido en la bomba y debe ser corregido. Corrección de volumen de mercurio por compresibilidad y por expansión térmica

Sea un volumen V1 a una presión P1 y a una temperatura T1 y se desea llevar tal volumen V1 a unas condiciones de presión P2 y de temperatura T2, resultando un volumen V2. La compresibilidad del mercurio se conoce como función de temperatura, tal como se indica en la Tabla 2. Igualmente se conoce exactamente la expansión térmica del mercurio a presión atmosférica. La Tabla 3 indica el volumen a cualquier temperatura, con relación al volumen a 60 °F. Los datos en estas dos Tablas es suficiente para corregir volúmenes de mercurio, tales como los leídos en la bomba, a cualquier otra presión y temperatura. La fórmula de corrección de V1 (a P1 y T1) a V2 (a P2 y T2) puede expresarse en la siguiente forma: 1. Expansión de V1 de P1 a Pa (presión atmosférica), considerando T1 = constante, obteniéndose un volumen Va1 (a Pa y T1), donde: Va1 = V1 (1 + B1P1 ) ...................................(Ec. 2.1) B1 = coeficiente de compresibilidad para el intervalo de presión (P1 – Pa) a temperatura T1. 2. Expansión térmica de Va1 desde T1 a T2 considerando Pa = constante, obteniéndose Va2 (a Pa y T2)

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2-6


Análisis PVT

Continuación Corrección de volumen de mercurio por compresibilidad y por expansión térmica

Por definición, Tabla 3. Va1 = v1 = (volumen relativo de mercurio a preVa 60 sión atmosférica, de T1 a 60 °F)........(Ec. 2.2) Va 2 = v 2 = (volumen relativo de mercurio a Va 60 presión atmosférica, de T2 a 60 °F)........(Ec. 2.3) dividiendo la Ec. 2.2 por la Ec. 2.3, y despejando Va2, Va 2 = V1

v2 ..........................................(Ec. 2.4) v1

remplazando Ec. 2.1 en Ec. 2.4. Va 2 = V1 (1 + B1 P1 )

v2 ..............................(Ec. 2.5) v1

Por lo tanto, el cambio en volumen a presión atmosférica entre T2 y T1 es: ∆V 2

= Va 2 − Va1 ......................................(Ec. 2.6)

reemplazando las Ecs. 2.5 y 2.1, ∆V 2

v  = V1 (1 + B1P1 )  2 − 1 ......................(Ec. 2.7)  v1 

3. Comprimir Va2 de Pa a P2, considerando T2 = constante, obteniéndose V2 a (P2 y T2), V 2 = Va 2 (1 − B 2P2 ) ..................................(Ec. 2.8)

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2-7

Análisis PVT



donde: B2 = Coeficiente de compresibilidad para el intervalo de presión (P2 – Pa), a temperatura T2. reemplazando la Ec. 2.5:

 v2  ) 1 − B 2P2 ...............(Ec. 2.9)  v1 

V 2 = V1 (1 + B)1P1 ( 

El cambio total de volumen de V2 a V1 es: ∆V

= V 2 − V1 ........................................(Ec. 2.10)

reemplazando la Ec. 2.9: ∆V

 v   = V1 (1 + B1P1 ) (1 − B 2P2 )  2  − 1 .....(Ec. 2.11)  v1   

La Ec. 2.9 es una expresión general para calcular un volumen V2 a partir de un volumen V1, tanto por cambio en presión como en temperatura. Sin embargo a veces se presenta simplificada:

Simplificación 1. Si la temperatura permanece constante (expansión isotérmica; es decir, T1 = T 2 = T; luego V2 / V1 = 1; B1 = B2 = B y la Ec. 2.9 puede escribirse: V 2 = V1 (1 + B( )P1 1)− B P2 ............(Ec. 2.12)

(

V 2 = V1 1 − B P2 + B P1 − B 2 P1 P2

)

ya que el término B 2 es demasiado pequeño puede considerarse igual a cero, de donde:: V 2 = V1 [1 + B (P1 − P2 )] ...........................(Ec. 2.13)

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2-8


Análisis PVT


Simplificación 2. Si la presión permanece constante (expansión térmica a isobárica) es decir, P1 = P2 = P, la Ec. 2.9 puede escribirse:

v2   (1 − B 2 P )  v1 

V 2 = V1 (1 + B1 P ) 

...Ec. 2.14)

)  vv

(

V 2 = V1 1 − B 2 P + B1 P − B1 B 2 P 2 



2 1

  

ya que B1 B2 es muy pequeño puede considerarse igual a cero, de donde:

v2   ...................(Ec. 2.15)  v1 

V 2 = V1 [1 − P (B 2 − B1 )] 

Aplicando la simplificación 1 (temperatura constante, generalmente la temperatura ambiente), a una bomba de mercurio, Ec. 2.13, donde V1 es el volumen pesado y calculado a Pa T, correspondiente a determinado número de vueltas y V2 es el volumen (a la misma temperatura) pero a la presión de calibración P2: V 2 (T y P2 de calibración ) = V1 (T y Pa ) (1 − B P2 ) ..... ................................................................(2.16) donde: P en esta ecuación es presión relativa (manométrica). Para el uso de que cambie tanto la presión como la temperatura, Ec. 2.9, la aplicación de esta ecuación a una bomba de mercurio, puede tener las siguientes simplificaciones: Sea P1 T1 la presión y temperatura de calibración de la bomba. La constante de calibración de la bomba será: C =

cc. (@ P1 T1 ) vuelta

...................................(Ec. 2.17)

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2-9

Análisis PVT



Aplicando la Ec. 2.9, y tomando V1 = n C, donde n = número de vueltas correspondientes a V1, luego:

1  v)2 1 − B 2 P2 ......(Ec. 2.18)  v1 

V 2 = n C (1 + B)1 (P1  Si se define:

(1 + B1 P1 ) F =

V1 ......................................(Ec. 2.19)

F' = C F luego; V 2 = n C F V 2 (1 − B)2 P2 =( n F' )V2 1 − B 2 P2 ............ ..........................................................(Ec. 2.20) donde: V2 = cc. @ P2 y T2 ya que tanto C como B1 y V1 varían con temperatura, es conveniente preparar tablas de valores de F’ para las diferentes temperaturas que se encuentran en el laboratorio donde se va a trabajar con bomba y a la presión de calibración de la misma. Celda PVT

Es simplemente un recipiente de forma cilíndrica con válvulas en ambos extremos, que puede resistir altas presiones (para el caso de la del laboratorio, tiene una presión de trabajo de 6000 lpc). Su capacidad varía aproximadamente entre 600 y 800 cc. La Fig. 11, parte inferior izquierda, muestra el esquema de una celda PVT. Para propósitos de identificación, las válvulas de la celda se denominarán V1 y V2. La válvula V2 superior va unida a otro equipo, dependiendo de la operación que se desee analizar. La celda PVT va montada en un eje, tal como lo indica la Fig. 11, para balanceo. Es portátil y durante las mediciones, a temperatura diferente a la atmosférica, se coloca en un baño de aceite a temperatura constante.

2-10


Análisis PVT

Preparación de la Si la celda está con mercurio u otro fluido, se drecelda PVT na en un recipiente (beaker). Se limpia con gasolina u otro fluido solvente. No se debe desprender (quitar) las válvulas para limpieza. El solvente se inyecta presionándolo con aire o succionando con vacío. Se agita la celda fuertemente. Es suficiente dos o tres lavadas con 100–200 cc. de solvente. Se drena todo el solvente y se seca circulando aire. Determinación

Esta determinación generalmente se hace a tempe-

de la celda capacidad de la PVT

ratura Además, bomba ambiente. y de la celda deben la sertemperatura iguales, conde el la fin de simplificar los cálculos. Los siguientes pasos indican el procedimiento para la determinación de la capacidad de la celda PVT: 1. Se une la válvula V1 de la celda a la válvula VL de la bomba de mercurio por medio de un tubo de acero de 1/8”. 2. Se conecta la válvula V2 a un sistema de vacío. 3. Se cierran las válvulas de la bomba (VL y VH) y se abren las válvulas de la celda (V1 y V2). Se obtiene un buen vacío. 4. Se cierra V1 y V2 y se registra la lectura de la bomba a 5000 lpc. 5. Se abre VL y se llena el tubo entre VL y V1 a 5000 lpc. Se cierra cuidadosamente VL y se registra la lectura de la bomba a 5000 lpc. 6. Se abre un poco V1 (aproximadamente dos vueltas) y luego se abre VL muy cuidadosamente. Se llena la celda de mercurio a 5000 lpc. Debe tenerse presente que para llenar la celda se requiere alrededor de 7 a 8 llenadas de la bomba. Debe seguirse las instrucciones para llenar la bomba indicada anteriormente. Se cierra V1 muy cuidadosamente manteniendo la presión en 5000 lpc y se registra la lectura de la bomba, y la temperatura ambiente.

2-11

Análisis PVT


Cambio en volumen de la celda PVT con presión a temperatura ambiente

Este caso supone que la temperatura de la celda y de la bomba es la misma: la temperatura ambiente. Los siguientes pasos indican el procedimiento: 1. Con la celda de mercurio a 5000 lpc del procedimiento anterior (paso 6). Se abre cuidadosamente VL y V1. Se ajusta exactamente la presión a 5000 lpc. Se deja V1 abierta y se mantiene L y se registra la lectura de la así. Se cierra bomba a 5000Vlpc.

2. Se abre VL lentamente y se disminuye la presión a 4000 lpc. Manteniendo 4000 lpc, se cierra lentamente VL y se registra la lectura de la bomba a 5000 lpc. 3. Se repite el paso 2 para 3000, 2000, y 1000 lpc y luego a 2000, 3000, 4000 y 5000 lpc. Cambio en volumen de la celda PVT con presión a temperatura diferencial a la del ambiente

En este caso se supone que la temperatura de la bomba de mercurio es la del ambiente y la celda PVT está sometida a determinada temperatura, generalmente una temperatura semejante a la del yacimiento. Los siguientes pasos indican el procedimiento: 1. Teniendo la celda y después del paso 3 del procedimiento anterior, se abre cuidadosamente VL y V1 y se disminuye la presión a 1000 lpc. Se cierra cuidadosamente VL y se registra la lectura de la bomba 1000 lpc. Se abre de nuevo LP. 2. Se introduce con mucho cuidado la celda PVT en el baño de aceite y se indica su calentamiento a la temperatura que se desee, teniendo cuidado de mover las palancas de la bomba en sentido contrario a las agujas del reloj, a medida que aumenta la temperatura con el fin de evitar aumentos considerables de la presión. Después que la temperatura del baño llegue a la temperatura deseada 8se toma 150 °F para la práctica), se ajusta la presión a 1000 lpc y cuando este valor no cambie durante 10–15 minutos, se considera equilibrio térmico en el sistema.

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2-12


Análisis PVT

Continuación Cambio en volu- 3. Se cierra cuidadosamente VL teniendo cuidado men de la celda que no cambie la presión de 1000 lpc; se auPVT con presión menta la presión de la bomba a 5000 lpc y se a temperatura ditoma su lectura. Se disminuye la presión a ferencial a la del 1000 lpc y se abre VL. ambiente 4. Se repite el paso 3 a 2000, 3000, 4000, y 5000 lpc y luego a 4000, 3000, 2000 y 1000 lpc. En cada paso, tener precaución de mantener constante la presión al cerrar VL, para luego tomar la lectura de la bomba a 5000 lpc. Resultados

Con los datos de cambio de volumen de la celda con presión, tanto a temperatura ambiente como a otra temperatura, se construyen curvas isobáricas del cambio (aumento) del volumen de la celda. Graficar el cambio (aumento) del volumen de la celda. Graficar el cambio en volumen en la ordenada, en cc., como función de temperatura, en °F en la abscisa. Extrapolar los resultados a 60 °F y 0 lpc como cambio cero a 60 °F y 0 lpcm.

Separador de la- Este es un instrumento diseñado para determinar la razón gasboratorio (Ruska) petróleo y la merma de los fluidos del yacimiento por el método de separación instantánea. Consiste en una cámara cilíndrica vertical que sirve tanto de separador como de tanque, equipada con una válvula de aguja micrométrica de entrada y una válvula de drenaje. El volumen de la cámara es leído con un visor con una apreciación de 0.1 cc. puede leerse desde 3 cc. hasta 50 cc. La cámara está conectada con un manómetro y dos reguladores de presión y una válvula de paso. Los reguladores de presión pueden ser utilizados independientemente para dos intervalos de presión de 0150 y 0-500 lpc. La cámara se comunica con la atmósfera por medio de una válvula de paso. En el exterior de la cámara de separación y en el interior de una camisa de vidrio refractario existe un espacio anular a través del cual pasará un fluido generalmente agua, que nos dará el control de temperatura ambiente hasta 200 °F.

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2-13

Análisis PVT


Continuación Separador de la- La muestra bien sea de fondo o recombinada es expandida desde una boratorio (Ruska) presión por encima del punto de burbujeo hasta una presión y temperatura controlada de la cámara. El gas liberado es medido con un medidor de gas, a condiciones atmosféricas, mientras que el volumen de líquido es leído en la cámara de separación. El líquido puede ser drenado para determinarle la densidad. En la Fig. 12 se presenta un separador de laboratorio.

Fig. 12. Esquema del separador Ruska y equipo adicional.

2-14


Viscosímetro de alta presión

Análisis PVT

El viscosímetro de alta presión tipo Humble es un instrumento del tipo de bola rodante para medir la viscosidad de muestra de petróleo del yacimiento bajo varias condiciones de temperatura y presión. El aparato consiste esencialmente de un barril cilíndrico removible, horadado exactamente en el centro con un diámetro interno de 1/4” y 8” de largo en el cual una bola de acero adecuada rueda a través del petróleo con el barril inclinado un ángulo definido. La bola hace contacto al llegar al extremo del barril, con un electrodo aislado cerrando un circuito eléctrico el cual hace actuar un zumbador. La medida de laque viscosidad la determinación rido para la bola consiste recorra laenlongitud del barril. del tiempo requeLos detalles de la construcción se muestra en la Fig. 13, el barril en el cual la bola rueda es hecho de acero inoxidable especialmente perforado, para un diámetro uniforme, exacto y pulido. Para condiciones de corrosión extrema un barril de monel (aleación de cobre y níquel) se puede usar. El barril ajusta dentro de un orificio perforado en un cilindro sólido de acero inoxidable. Posee un resorte que se comprime cuando el cilindro gira y ayuda a mantenerlo en la misma posición. El resorte evita que el barril llegue contra la base del orificio redondeado en el cilindro, mientras que unas ranuras longitudinales y estrechas en el barril, permiten al fluido fluir alrededor de él y a través de la base.

Fig. 13 Viscosímetro tipo “Bola” rodante.

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2-15

Análisis PVT


Continuación Viscosímetro de alta presión

La parte superior del hueco en el cilindro de acero está alargada para formar una celda ahusada que actúa como un yacimiento para el petróleo y proporciona un espacio para la agitación para garantizar un equilibrio entre el petróleo y gas. El ahusamiento permite a la bola rodar fácilmente del barril cuando el instrumento está inclinado un ángulo de 75°. El extremo superior de la celda está sellada por un pistón pulido. El cierre está hecho con una empacadura de neopreno, de área más pequeña que la superficie inferior del pistón. Un émbolo retraible con la superficie inferior se enrosca en la cabeza del cilindro de tal forma que es accesible y puede ser girado fácilmente mientras el instrumento está sumergido en el baño de alta temperatura. Mientras el viscosímetro está siendo cargado con petróleo o los fluidos se están agitando para conseguir el equilibrio, el pistón se mantiene parcial o totalmente retraído. Durante el curso de una prueba. Sin embargo, el pistón se enrosca al cilindro, sellando el extremo superior del barril y simultáneamente el extremo inferior del barril por presión de este contra una empacadura en el fondo. Puesto que la presión es en todo momento igual dentro y fuera del barril rodante, el instrumento no tiene coeficiente de presión y el doble sello del barril impide los escapes durante una medida. El cilindro de acero se monta sobre muñones de tal forma que puede ser rotado a través de un ángulo de 330 grados aproximadamente. Las muñoneras están colocadas en placas de aluminio, las cuales están sostenidas a una tercera placa de aluminio equipada con cuatro tornillos elevadores. Las placas soportantes están colocadas cuidadosamente en forma perpendicular a la placa base, con los topes paralelos a la base y de la misma altura, para permitir el uso de un nivel de burbujea ordinario cuando se quiera nivelar el instrumento entes de hacer una determinación de la viscosidad. El manejo de las placas hace al instrumento fácilmente portable. Las placas están equipadas con un pasador fijo, que consiste de una barra cilíndrica, el cual da al barril un ángulo de inclinación de aproximadamente 75° con la horizontal, y dos pasadores movibles que dan ángulos de inclinación de aproximadamente 23° y 11°, permitiendo que el tiempo para rodar varíe en las razones de 4: 2 : 1 aproximadamente para una viscosidad dad y un tamaño determinado del barril y la bola. Las variaciones adicionales del tiempo para rodar se obtuvo por el uso de barriles y bolas removibles de diferentes diámetros. Este tiempo usualmente oscila entre 20 y 60 segundos. Un barril de 0.258 pulgadas de diámetro con bolas de 0.2495, 0.250, 0.2505, y 0.2510 pulgadas de diámetro son suficientes.

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2-16


Análisis PVT

Continuación Viscosímetro de alta presión

El fondo del cilindro que encierra el barril se cierra por medio de una tuerca adaptada que lleva un electrodo. El electrodo consiste de un cable aislado que pasa a través de la tuerca adaptadora sellado por medio de un pequeño cono de baquelita comprimido dentro de un cilindro ahusado. La duración del electrodo es de aproximadamente un año de operación. El aparato auxiliar consiste de un circuito zumbador que indica el instante del contacto de la bola con los electrones, un tubo Bourdon de acero calibrado para medir la presión, un distribuidor para admitir y sacar calentadores la muestra y un baño de agua o aceite con serpentines eléctricos, o termostato. La determinación de la viscosidad puede hacerse fácilmente con unos 20 cc. de líquido. El sistema entero incluyendo el viscosímetro, el medidor de presión, el distribuidor y la conexión de acero de 1/8” requieren una carga aproximadamente de 80 cc. de petróleo saturado del subsuelo, esto es, menos del 20 % del contenido de una muestra usual del subsuelo. Debido al pequeño espacio libre entre la bola rodante y el barril, se hace imprescindible una limpieza absoluta para una operación exitosa. Después de cada medida el barril debe quitarse para lavarse con éter y pulirse con un trapo de seda y el cilindro y las líneas de conexión deben lavarse con éter y secarse. El instrumento debe calibrarse antes de usarse y recalibrarse de tiempo en tiempo con una serie de fluidos tales como hexano, kerosén, aceite liviano lubricante y mezcla de ellos. Las viscosidades de los fluidos de calibración se determinan con un instrumento Ubdelhode calibrado por la U.S Bureau of Standard. Como es prácticamente imposible proveerse de un instrumento Ubdelhode, pueden usarse tres viscosímetros Ostwald-Harris calibradas con rangos, en centistokes de 0.8–0.2, 1.8–4.0 y 4.0–15. Las densidades de los fluidos pueden hallarse con un picnómetro. Se preparan así cartas de calibración para determinados tamaños del barril y la bola graficando la viscosidad absoluta de cada fluido, contra el producto del tiempo tardado por la bola en rodar y la diferencia de densidad entre el fluido y la bola.

2-17

Capítulo

3 Liberación instantánea

Pruebas de Laboratorio

Esta prueba se realiza en una celda para altas presiones, con una muestra del fluido de yacimiento a la temperatura del yacimiento y a una presión mayor a la presión inicial del yacimiento. El volumen del sistema en la celda bajo estas condiciones es conocido. La presión en la celda se disminuye, incrementando así el espacio disponible para el fluido y el volumen va aumentando al retirar mercurio de la celda. En la Fig. 14 se encuentra un diagrama ilustrado de la prueba. La presión en la celda se disminuye en pequeños incrementos y se mide el cambio en volumen para cada presión resultante. Se continúa este procedimiento hasta observar un cambio brusco en la pendiente del gráfico de presión vs. volumen. Este cambio ocurre cuando el gas comienza a liberarse de la solución, y por lo tanto indica la presión de burbujeo del sistema (ver Fig. 14). Después que el gas comienza a liberarse el procedimiento es alterado, estableciendo el equilibrio del sistema luego de cada cambio en volumen. Para obtener el equilibrio se agita la muestras con movimiento de la celda. Luego de obtener el equilibrio se registra la presión resultante. Este procedimiento se continúa hasta que el volumen total de la celda es ocupado por gas y petróleo. Los datos resultantes son expresados como volúmenes relativos totales y se utilizan para calcular el factor volumétrico del petróleo de acuerdo al procedimiento que se presentará más adelante.

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Análisis PVT


Continuación Liberación instantánea

La prueba de separación instantánea o de presión-volumen (PV), como también se le denomina, es realizada con una mezcla de hidrocarburos de composición definida. Como no se remueven fluidos de la celda durante la prueba, la composición total de la mezcla en la misma permanece constante durante toda la prueba. (1)

(2)

(3)

(4)

(5)

Gas b

VT1

Petróleo

VT2

Petróleo

V =

3 T

Petróleo

V

VT4

Gas Petróleo

VT5

Petróleo

Hg

Hg

Hg

Hg Hg

P1 >> Pb

P2 > Pb

P3 = Pb

P4 < Pb

P5 < P4 < Pb

Temperatura de la prueba = Temperatura del yacimiento

Fig. 14. Esquema representativo de una liberación instantánea.

3-2


Liberación diferencial

Análisis PVT

Esta prueba comienza de la misma manera que la prueba de liberación instantánea. La muestra de fluido se coloca en una celda de alta presión, a una presión por encima del punto de burbujeo y a la temperatura del yacimiento. La presión se va disminuyendo en pequeños incrementos y se mide el cambio de volumen del sistema. La presión es disminuida hasta que exista gas libre en la celda. Luego, para presiones o incrementos en volumen predeterminados, se retira mercurio de la celda, se libera gas de la solución y la celda es agitada hasta lograr equilibrio entre el gas liberado y el petróleo remanente en la celda, La Fig. 15 muestra una representación esquemática de la prueba. (1)

(2)

(3)

(4)

(5)

Salida del Gas

Gas b

b

V =

1

V <

Gas Petróleo

b

V

Gas

2

V =

V <

2

V =

Petróleo

3

Petróleo

V =

4

V

3

V

b

V <

b

V <

2

4

V <

Petróleo

V

V

Hg

Hg

Hg

P2 < Pb

P2 < Pb

P2 < Pb

P3 < P2 < Pb

Después de Agitar

Desplazando el Gas a Presión Constante

Todo el Gas Desplazado

Después de Agitar

Hg

P1 = Pb

Petróleo

3

Hg

Fig. 15. Esquema representativo de una liberación diferencial.

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3-3

Análisis PVT


Continuación Liberación diferencial

El volumen total del gas y el petróleo es determinado por los cambios en volúmenes de mercurio durante la prueba, a cada presión de equilibrio. Todo el gas libre es retirado de la celda manteniendo la presión constante e inyectando mercurio. De esta manera es posible determinar el volumen de gas libre desplazado de la celda, y el volumen de petróleo remanente, a las condiciones de la celda. Luego se mide el gas libre a condiciones normales. Teniendo el volumen de gas libre medido a condiciones de la celda 8yacimiento) y a condiciones normales se puede calcular el factor de desviación del gas (Z). Dependiendo de futuras pruebas, el gas libre es analizado en cada etapa de liberación o recolectado para muestras. procedimiento se repite para todosen losbotellas incrementos de presión,Este hasta que solamente petróleo quede remanente en la celda a temperatura del yacimiento y presión atmosférica. La cantidad de gas liberado y por tanto la relación gas disuelto-petróleo, también pueden calcularse de los datos obtenidos en esta prueba. El factor de merma térmica del petróleo es determinado retirando el petróleo de la celda, donde se encuentra a temperatura del yacimiento y presión atmosférica, y depositando en un recipiente donde se pueda medir su volumen a 60 °F luego de enfriado. La principal diferencia entre las pruebas de liberación instantánea y diferencial es el retiro de la celda de la cantidad de gas liberado en cada disminución de presión en la prueba diferencial. Como resultado de esto, la composición del material remanente en la celda es progresivamente cambiado durante la prueba. El material retirado es en general hidrocarburos livianos: Metano, Etano y Propano.

Viscosidad a presión

Para obtener la viscosidad del petróleo a la presión y temperatura del yacimiento se debe utilizar un viscosímetro de alta presión tipo “Bola Rodante”. Este instrumento mide el tiempo requerido para que la bola de acero de precisión atraviese una distancia dada en un tubo lleno de petróleo. El tiempo de viaje de la bola es convertido a viscosidad por medio de una curva de calibración del instrumento. El espacio entre la bola y el tubo puede ser cambiado al cambiar el tamaño de la bola. Para fluidos de baja viscosidad, el espacio usado debe ser pequeño.

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3-4


Análisis PVT

Continuación Viscosidad a presión

Cuando se va a medir la viscosidad a fluidos de yacimientos, el viscosímetro de bola rodante es cargado con una muestra a una presión mayor que la presión srcinal de yacimiento. La presión en el viscosímetro es bajada por separación diferencial de gas y líquido dentro del viscosímetro. La viscosidad del líquido remanente de la separación es medida para reducir la presión en el viscosímetro de bola rodante, la válvula del tope es abierta suavemente, permitiendo al gas liberado escapar. La presión en el sistema es bajada y más gas es liberado. Luego se detiene el fluido de gas y se agita el viscosímetro permitiendo a la bola atravesar de arriba abajo del tubo. Este agite del permite al gascuando y al petróleo alcanzar equilibrio. siónsistema existente en la celda el equilibrio es el alcanzado esLa la prepresión a la cual la viscosidad del líquido es medida.

Pruebas de sepa- Estas pruebas se llevan a cabo haciendo pasar la muestra de fluido ración desde una celda a presión y temperatura del yacimiento hasta un sistema de separación por etapas del laboratorio. El volumen de fluido separado de la celda es cuidadosamente medido y separado instantáneamente a través de un proceso de separación de una, dos o tres etapas. La presión y la temperatura son controles, y el volumen de gas separado en cada etapa y el volumen de petróleo remanente (líquido residual) en la última etapa de separación (Generalmente el tanque a 14.7 lpca y 60 °F) son medidos.

Este proceso es repetido para varias combinaciones de presiones de la primera y segunda etapa en un sistema de tres etapas. Si se usa un sistema de dos etapas, el proceso se repite para varias presiones del separador de la primera etapa. La última etapa es siempre un tanque a 14.7 lpca y 60 °F. Estas pruebas de separación son esencialmente procesos de separación de campo en pequeña escala. Con este procedimiento es posible obtener el factor volumétrico de formación del petróleo en el punto de burbujeo, la relación gaspetróleo y la gravedad del petróleo a condiciones de tanque. En la Fig. 12 se presenta un diagrama de un separador de laboratorio marca “Ruska”.

3-5

Capítulo

4

Cálculo de las de los Datos dePropiedades Laboratorio Físicas a Partir

Presión de saturación

Grafique el aumento acumulado del volumen srcinal de petróleo (ml) encontrado de los diferentes descensos de presión bajo condiciones de vaporización instantánea, como ordenadas contra las presiones absolutas correspondientes, como abscisa. El cambio de pendiente en la curva, dibujada a través de esos puntos, indica el punto donde el líquido está saturado. La presión correspondiente a este punto se toma como la presión de saturación, para la temperatura de la prueba. El aumento del volumen srcinal es leído para esta presión y el volumen a la presión de saturación para la temperatura del yacimiento se encuentra por diferencia.

Factor de compresibilidad del líquido

Co es el cambio en el volumen de un líquido saturado existente entre la presión del punto de burbujeo y la presión estática srcinal del yacimiento; éste se expresa como volumen por volumen por lpc con el volumen de burbujeo como base.

Co

=

Vol . al punto de burbujeo − Vol. a la presión original del yac. Vol . al punto de burbujeo × Diferencia de presión

Análisis PVT

Cálculos de las Propiedades a Partir de los Datos del Separador del Laboratorio

Expansión térmi- Es el cambio en el volumen de un líquido no saturado existente por ca de los fluidos encima de la presión de punto de burbujeo, considerando cambios de del yacimiento temperaturas. Esto se expresa como volumen por grado Fahrenheit, con el volumen a la temperatura del yacimiento como base (Los volúmenes a la temperatura ambiente y a la temperatura del yacimiento se determina a 5000 lpc).

β

=

Vol . a la temp. del yac. − Vol . a la temp. ambiente Vol . a la temp. del yac . × Diferencia de temp.

La misma fórmula debe usarse para convertir volúmenes de líquidos no saturado a la temperatura ambiente, a volúmenes del mismo líquido a la temperatura del yacimiento, usando el valor de β previamente determinado. Volúmenes relativos

Los volúmenes relativos son los volúmenes medidos en el laboratorio, divididos por un volumen de referencia, usualmente, pero no necesariamente, el volumen a la presión de saturación y temperatura del yacimiento.

Volumen re lativo

=

Vol . medido (ml) Vol . de refere ncia (ml)

Factor de expan- 1/Bg es el volumen ocupado a condiciones normales por una cantisión del gas dad de gas libre en el yacimiento, el cual ocupa un volumen unitario a una presión y temperatura específica. 1 Bg

=

Vol . de gas a cond . normales Vol . de gas a cond . del yac .

El factor de compresibilidad Z, para el gas liberado a una presión y temperatura específica puede obtenerse del factor de expansión por la siguiente relación: 1 Bg

=

P 14.7

520

1

(460 + T ) Z

donde P y T son la presión y temperatura del yacimiento. Grafique 1/Bg y Z como función de las presiones absolutas de liberación.

4-2


Análisis PVT

Factor de merma Sh es el volumen líquido ocupado cuando se produce y se mide a del líquido condiciones normales, por una cantidad de petróleo y gas disuelto, que ocupa un volumen unitario en el yacimiento. Esta definición implica que el efecto del separador esté incluido en este factor. Es costumbre escoger un conjunto de condiciones superficiales y referirse estas condiciones como “condiciones de referencia”. Los valores normales escogidos son las presiones del separador y del tanque existentes durante la toma de muestra y las temperaturas promedio del separador t del tanque. Como condiciones de referencia para el yacimiento se escoge, la presión del punto de burbujeo y la temperatura del yacimiento. Los factores de merma se determinan por medio de las pruebas del separador. Estas pruebas se hacen por liberación instantánea de los fluidos de yacimientos de una presión por encima de la presión de saturación a un conjunto de presiones del separador y a una temperatura promedio del separador. Una serie de factores de merma se encuentran y se grafican como ordenadas contra las presiones del separador y se dibuja una curva iniforme a través de esos puntos. Esta curva representa en cambio de los factores de merma de referencia con el cambio de las presiones del separador. La merma de referencia puede leerse de esta curva, si no se ha efectuado ninguna prueba con la presión del separador exactamente igual a la presión de muestreo. Los cálculos de los diferentes valores de Sh para las pruebas del separador se hacen de acuerdo a la fórmula:

Sh

=

Vol . de petróleo en el tanque a CN para cond. fijas del separador Vol . de petróleo del yac . a la Pb y temp. del yac .

El volumen de petróleo saturado que se separa se mide a 5000 lpc y a la temperatura del laboratorio. Con la ayuda del factor de compresibilidad y del coeficiente de expansión térmica, determinado en las partes B y C respectivamente, el volumen de petróleo saturado a la presión de saturación y temperatura del yacimiento puede calcularse así el valor del denominador de la fórmula anterior. El factor de merma para condiciones de referencia del separador se llama simplemente “referencia C”. Como se estableció previamente la “referencia C” permanecerá constante mientras las condiciones del sistema superficial de producción permanezcan constantes

4-3

Análisis PVT


Factor de solubi- Rs es el volumen de gas liberado en el primer separador y medido a lidad del gas (Rs) condiciones normales, el cual se mantiene en solución a la presión y temperatura del yacimiento en la cantidad de petróleo que ocupará un volumen unitario cuando se produce. Como se hizo para la determinación del factor de merma, un conjunto de condiciones superficiales se escoge y denomina estas condiciones como “condiciones de referencia”, las cuales deben ser idénticas a aquellas bajo las cuales se determina la “referencia C”. Las mismas datos pruebas dellos separador se para hicieron para los factores Sh, aportan para cálculos que de Rs varias condiciones del separador.

Rs

=

Vol . del gas en el separador @ CN. Vol . de petróleo en el tanque @ CN

La curva denominada “referencia D” se dibuja a través de los puntos obtenidos al graficar Rs, como función de las presiones del separador. El factor de solubilidad de referencia puede leerse de esta curva, si no se ha hecho ninguna prueba con la presión del separador exactamente igual a la presión de muestreo. La “referencia D” es la razón gas-petróleo obtenida produciendo una muestra de fluido del yacimiento saturado por encima de la presión del punto de burbujeo, con el separador trabajando a condiciones de referencia de temperatura y presión. La razón gas-petróleo viene expresada en pies cúbicos normales por barril normal, o en volumen por volumen. Densidad del pe- La densidad del fluido del yacimiento a la presión del punto de burtróleo del yacibujeo y temperatura del yacimiento se deduce de los datos de las miento (ρ o ) pruebas del separador a condiciones atmosféricas. La masa del volumen se encuentra como la suma de las masas de los productos cuando se separan. El volumen de petróleo en el tanque por su densidad más el volumen de gas en el separador por su densidad, da la masa total. La densidad se obtiene dividiendo la masa entre el volumen. Habiendo determinado la densidad del fluido del yacimiento a la presión de saturación y temperatura del yacimiento, es posible calcular la densidad de la fase de petróleo a cualquier presión, de los datos obtenidos, por vaporización diferencial.

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4-4


Análisis PVT

Continuación Densidad del pe- Conociendo el volumen y la densidad del petróleo en la celda a la tróleo del yacipresión de saturación y temperatura del yacimiento, la masa puede miento (ρo ) calcularse. Por diferencia con la masa total de gas liberado a cualquier presión, la masa de la fase líquida puede obtenerse. De la masa y el volumen, la densidad de la fase líquida puede calcularse. La densidad del petróleo se grafican como funciones de las presiones absolutas del yacimiento. Generalmente las densidades del gas liberado se grafican en el mismo gráfico contra las presiones absolutas del yacimiento. Se grafican a menudo las gravedades del petróleo en el tanque y del gas en el separador como funciones de las presiones en el separador. Deben reportarse las medidas hechas por vaporización instantánea y por vaporización diferencial. Aunque esta vaporización diferencial no lo es exactamente, en una serie de vaporizaciones instantáneas después de las cuales, en cada caso, la fase gaseosa se saca completamente. Se enumera a continuación las propiedades medidas con cada tipo de vaporización: Vaporización Instantánea 1. Volúmenes totales relativos.

Vaporización Diferencial 1. Volúmenes relativos de petróleo.

2. Volumen relativo de petróleo para 2. una sola presión escogida. 3. 3. Factor de merma de referencia. 4. 4. Factor de solubilidad del gas de referencia. 5. 5. Densidad del gas en separador. 6. Densidad del petróleo en el tanque.

Volúmenes relativos de gas. Factor de expansión del gas. Factor de compresibilidad del gas. Densidad del petróleo del yacimiento.

6. Densidad del gas. 7. Viscosidad del petróleo.

4-5

Capítulo

5

Consistencia el Laboratoriode Datos PVT Obtenidos en

Verificación de Una forma sencilla de verificar los resultados obtenidos en le laboralos resultados de torio es comparando los datos obtenidos en la prueba de separación laboratorio con los datos obtenidos en la liberación diferencial. Esto se hace llevando la densidad del petróleo determinada en superficie a condiciones de yacimiento y además llevando el gas que se desprende en superficie (tanque y separador) a esas mismas condiciones de yacimiento. Este procedimiento no es más que simular las condiciones en que se encontraba el gas y el petróleo en el yacimiento.

El procedimiento para calcular el peso de 1 cc. de petróleo de yacimiento a Pb y Ty, es el siguiente: calculamos el peso del petróleo y del gas /separador y tanque) a Pb y Ty con las fórmulas:

Peso del petróeo =

1  141.5    0.999 Bof  131.5 + ° API 

donde: 0.999 = es la densidad del agua.

Bof = factor volumétrico a condiciones de separador.

Sigue...

Análisis PVT

Consistencia de Datos PVT Obtenidos en el Laboratorio

Continuación Verificación de los Resultados de Laboratorio

 Rssep Peso del gas en el separador =   5.615 Bof

γ Pabs  g  0.0012232 14.696 

donde : 0.0012232 = es la densidad del aire gr/cc. 0.0012232 γ = densidad del gas.

Pabs = presión absoluta. Rs = relación gas-petróleo a condiciones de separador.

 Rstanque Peso del gas en el separador =   5.615 Bof

γ Pabs  g  0.0012232 14.696 

luego, la densidad del petróleo a Pb y Ty será: Densidad del petróleo @ Pb y Ty = peso del petróleo + peso del gas en el separador + peso del gas en el tanque La densidad obtenida de esta forma se compara con la obtenida en la liberación diferencial. El porcentaje de error entre estos dos valores no debe ser mayor de 5%.

5-2

Apéndice

Clasificación de los yacimientos de acuerdo al estado de los fluidos

Bajo condiciones iniciales de yacimiento los fluidos están en una fase o en dos fases. El estado o fase de un fluido en el yacimiento usualmente cambia con presión, puesto que en general la temperatura permanece constante (para el mismo yacimiento). De acuerdo al estado de los fluidos los yacimientos se clasifican en: Yacimiento de gas

Aquellos en el que la fase de los hidrocarburos es gaseosa y permanece en ese estado durante la producción del yacimiento.

Yacimiento de condensado

Los hidrocarburos están srcinalmente en fase gaseosa, pero parte de ellos son recuperado como líquido y el resto como gas.

Yacimiento de crudos volátiles

Los hidrocarburos están inicialmente en una o dos fases. La producción de ellos causará que partes del fluido que estaba en fase líquida pase a ser fase gaseosa.

Sigue...

Análisis PVT

Apéndice

Continuación

Yacimiento de crudo normal

Los hidrocarburos están inicialmente en una o dos fases con la diferencia de que una menor cantidad de hidrocarburos pasará a la fase gaseosa con la producción de los fluidos. Los yacimientos de petróleo negro se dividen en saturados, cuando su presión es menor que la presión de burbujeo, y subsaturado, cuando su presión es mayor que la presión de burbujeo. Los fluidos en un yacimiento son mezclas de diferentes tipos de dependen de de: la composición dehidrocarburos la mezcla y, lasque condiciones presión y temperatura existente en el yacimiento. Para una composición fija de mezcla, un diagrama de presión - temperatura como el mostrado en la Fig. 16, nos permite clasificar los yacimientos fácilmente.

4000 YACIMIENTO DE PUNTOS DE BURBUJEO O DE GAS DISUELTO

YACIMIENTO DE CONDENSADO RETROGRADA DE GAS

YACIMIENTO DE GAS

3500 F ° 7 2 1 = c T

) 3000 a c p l( o te 2500 n i m i c a y 2000 l e d n ó is e r 1500 P

NT PU

PU NT OD ER OC IO

JEO URBU B E OD 80

PUNTO CRICONDETÉRMICO IGUAL A 250 °F

%

40

%

20

E ND ME LU O V

1000

PUNTO CRÍTICO

DO UI LÍQ

%

10

%

5

%

0

%

500 0

50

100

150

200

250

300

Temperatura del yacimiento (°F) Fig. 16. Clasificación de los yacimientos según el estado de los fluidos.

A-2

350

Apéndice

Well Stream

Análisis PVT

Se llama “Well Stream” al fluido, proveniente del yacimiento, entes de entrar en el separador. La composición de “Well Stream” normalmente forma parte de un soporte de análisis de PVT. Haciendo un análisis composicional al gas y al líquido, para muestras de superficie, o un análisis composicional al fluido tomado en el subsuelo se puede conocer la composición del “Well Stream”. Usualmente este análisis da la fracción molar de cada componente hasta hexanos. Los heptanos y componentes más pesados son agru-

Densidad a presión

pados e identificados por su peso molecular y densidad. La densidad de petróleo a las condiciones del yacimiento puede ser obtenida utilizando un pignómetro de acero que resista altas presiones. Un pignómetro no es más que un recipiente cerrado de volumen interno conocido. El peso de la muestra puede conocerse a pesar el pignómetro lleno y vacío. Luego, utilizando la ecuación Masa / Volumen , se obtiene la densidad del petróleo a presión de ρ yacimiento y temperatura de laboratorio. Para llevar la densidad a temperatura de yacimiento se utiliza el coeficiente de expansión térmica. =

Densidad del petróleo a Py y Ty = Densidad del petróleo a Py y TLab [1 - Cet (Ty - TLab )] , donde Cet = coeficiente de expansión térmica. Peligros del mercurio Departamento de El mercurio es usado ampliamente en diferentes mercurio laboratorios tanto como para la colección de gases y experimentos con ellos, medidores de presión, termómetros, sellos, etc. El vapor puede tener serias consecuencias en la salud ya que actúa como un VENENO ACUMULADO.

Sigue...

A-3

Análisis PVT

Apéndice

Continuación Departamento de La máxima concentración permitida de mercurio mercurio en el aire de un cuarto (Laboratorio) para una persona trabajando cinco (5) días a la semana por (8) horas es de 50 mgr/m3 aunque la presión de vapor de mercurio a temperatura ambiente es pequeña (cerca 0.0015 mmHg) si se evapora desde un superficie expuesta sin ventilación, el aire cuando se satura puede contener un concentración de mercurio de 20.000 mgr/m3. De tal manera, que le aire puede ser peligroso de respirar aún cuando esté muy lejos del punto de saturación. La exposición a una atmósfera con 1.000 mgr/m3 puede causar serio envenenamiento. Prevención al peligro

Los vapores de mercurio pueden venir de recipientes de mercurio abiertos o de derramamientos de éste en forma de finas gotas, estabilizadas por polvo o sucio, en rajaduras en el piso o en esquinas de estantes donde la limpieza es ineficiente. La concentración del vapor variará de lugar a lugar, puede ser alta cerca del líquido, pero baja a pocos pies de él.

Buena ventilación

Es probablemente la mejor prevención ya que el vapor no se concentrará donde halla buena circulación de aire fresco.

Medidas de prevención

1. Mantener los recipientes bien cerrados. 2. Todas las manipulaciones que envuelvan mercurio deben ser llevadas a cabo en bandejas. 3. Evitar derramamientos. 4. Si ocurre algún derramamiento debe ser limpiado de inmediato. 5. Asegurar buena ventilación con aire fresco. 6. Si se sospecha algún peligro, probar el aire con un medidor de vapores de mercurio.

Sigue...

A-4

Apéndice

Análisis PVT

Continuación Medidas de prevención

En laboratorios pocos limpios con gotas de mercurio visibles en el piso, estantes, rincones, o con las ventanas donde no circula aire, se puede estar seguro de peligro con vapor de mercurio.

Limpieza de derramamiento de mercurio

Gotas de mercurio pueden ser coleccionadas a través de un tubo capilar o pipeta adherido a una botella de colección conectando una bomba de agua o en su lugar un elemento de succión. Alternativamente, el mercurio puede ser congelado con dióxido de carbono sólido y despuésimpregnado barrido. Si con el piso o estante está completamente mercurio, riegue una pasta de lima, azufre y agua, deje por un día, después lave y pruebe el aire para vapores unos días más tarde.

Probadores para La lectura directa de vapores de mercurio más vapores de mer- conveniente es succionar el aire a través de un tucurio bo de goma conectado a una fuente de luz ultravioleta y una fotocélula. La absorción de luz, el cual depende de la concentración de mercurio, es comparada con aquella obtenida del aire libre de mercurio. Síntomas de envenenamiento con mercurio

El envenenamiento con mercurio es acumulativo, de tal manera que puede tomar algunos meses para notar sus efectos. Hay muchos síntomas posibles, aunque no todos se muestren Los más frecuentes son: 1. Temblor en los dedos, en los párpados, en la lengua o labios, provocando un hablar confuso o tartamudeo. 2. Muestra de tensión, nerviosismo, agitación o brote de rabia. 3. Dolores de cabeza, pérdida de la memoria e insomnio. 4. Más tarde puede presentar abscesos en la boca, coloramiento azulado de las encías, pérdida de los dientes o caries, vómitos, diarreas, nefritis, movimientos convulsionados y comportamiento absurdo o irracional. Antes de que todos estos síntomas se muestren, se espera que se sospeche el envenenamiento con mercurio y un examen de la sangre u orina debería indicar la presencia de peligro.

Sigue... A-5

Análisis PVT

Apéndice

Continuación Síntomas de envenenamiento con mercurio

Antes de que todos estos síntomas se muestren, se espera que se sospeche el envenenamiento con mercurio y un examen de la sangre u orina debería indicar la presencia de peligro.

A-6

Anexos

ANÁLISIS PVT POZO

: LUZ-40

ARENA

: LUZ-40

CAMPO

: SANTA BARBARA

INTERVALOS

: 14524’ – 531’; 14534’ – 542’ 14550’ – 563’; 14580’ – 610’

INPELUZ

18 de Febrero de 1995

Anexos

Análisis de Fluidos, Análisis PVT

Análisis PVT

Maracaibo 18 de Febrero de 1996 POZO: LUZ–40; ARENA : LUZ–40, CAMPO: SANTA BARBARA Este informe presenta los resultados del Estudio de los Fluidos de Yacimiento del Pozo: LUZ–40, Campo: SANTA BARBARA; Arena: LUZ–40 de los Intervalos: 14524’ – 531’; 14534’ – 542’; 14550’ – 563’ y 14580’ – 610’ de la Empresa INPELUZ. Las muestras fueron tomadas en el separador de primario en estado fluyente a una presión de 212 lpcm y temperatura de 170 °F, en el laboratorio es en unadel celda de alta presión y expandida térmicamente a lacargada temperatura yacimiento de 295 °F. La Presión de Burbujeo observada durante la prueba de Liberación Instantánea es de 3115 lpca (yacimiento subsaturado). Se realizó la prueba de calidad de la toma de muestra; los resultados se presentan en la Tabla 1. Los resultados de los análisis de los fluidos de yacimiento (Well Stream) se presentan en la Tabla 2, los de Presión – Volumen Relativo y Función “Y”, en la Tabla 3 y los de Compresibilidad en la Tabla 4. La Relación Gas-Petróleo acumulada durante la prueba de Liberación Diferencial es de 728 PCN/BN. Las Propiedades de los Gases, Relación Gas-Petróleo en Solución, Factor Volumétrico y Densidad del Petróleo obtenidas a cada presión de equilibrio se presentan en las Tablas 5 y 6. La viscosidad de los fluidos fue medida para un amplio rango de presiones a la temperatura de 295 °F utilizando un viscosímetro de “Bola Rodante”, los resultados se presentan en la Tabla 7. Se realizaron tres pruebas de separación en una etapa; los resultados se presentan en la Tabla 8 y la Composición Molecular del Gas separado en el Anexo A; en el Anexo B, se presentan las propiedades de los fluidos en forma gráfica y en el Anexo C la Caracterización de Crudo. Nos sentimos complacidos por la oportunidad que Uds. Nos brindan de presentarles nuestros servicios. Si desean alguna otra información adicional por favor, contactarnos. Atentamente, Ing. Carmelo Urdaneta Director - Gerente CU/oh ST – 000 – 96 (20 – 02 – 96) vii

Análisis PVT

Características del pozo

Anexos

Nombre del pozo

LUZ-40 =

Nombre de la arena

= LUZ-40

Campo

Santa = Barbara

Intervaloproductor

=14524’-14610’

*Última presión medida @ 14121 pies

= 10974 lpca

**Última temperatura medida @ 14121 pies

= 295 °F

RGPinicialdelyacimiento

=649PCN/BN

°API

°F 60 25.6 @=

% agua sedimento / 0.1 =% *Profundidad direccional. **Profundidad vertical punto medido de las perforaciones.

Condiciones du- Presión en el cabezal – reductor de 3/8” rante el muestreo Temperatura en el cabezal

Presión de fondo fluyente @ 14121 pies RGP separador primario @ 212 lpca y 170 °F (1) Produccióndecrudoentanque Producción de gas en el separador primario

= 4430 lpca = 219 °F = 10052 lpca = 619 PCN/BN =5007Bls/día = 3100 PCN/día

Factor de gravedad del gas en sep. Primario (fg)

= 1.1555 adim.

Gravedaddelseparadorprimario

=0.9303adim.

Factor de compresibilidad del gas sep. Primario (fpv) Factor de desviación del gas sep. primario (Z) Fechademuestreo

= 1.0127 adim. = 0.9751 adim. =0.9751adim.

Tipo de muestra

= Superficie

Nota: Las muestras fueron tomadas en el Separador Primario. Los datos presentados en está página fueron reportados por INPELUZ 1. Relación Gas-Petróleo primario/Petróleo en tanque H2S = 12/25; CO 2 = 7/12

viii

Anexos

Análisis PVT

RESUMEN DE LOS DATOS PVT DE LA M

Condiciones iniciales del yacimiento

UESTRA DE FLUIDOS DEL YACIMIENTO

Presión actual del yacimiento

= 10974 lpca

Temperatura del yacimiento

= 295 °F

Relación Gas separador primario/Petróleotanque

Datos volumétricos

=619PCN/BN

Presión del punto de burbujeo @ 295 °F 3115 = lpca Coeficiente de expansión térmica del yacimiento @ 11015 lpca, desde 78 °F @ 295 °F. = 5.33456 x 10-4

Datos de liberación diferencial

RGP en solución @ 3115 lpca y 295 °F (Pies cúbicos de gas @ 14.7 lpca y 60 °F por barril de petróleo residual@60°F. =728PCN/BN Bo @ 3115 lpca y 295 °F (Barriles de petróleo por barriles de petróleo residual @ 60 °F)

= 1.56264 BY/BN

Densidad del fluido de yacimiento @ 3115 lpca y 295 °F

= 0.7008 gr/cc

Datos de la vis-

@ 10974 lpca y 295 °F

= 0.5193 CPS

cosidad

@ 3115 lpca y 295 °F

= 0.4491 CPS

@ 15 lpca y 295 °F

= 2.0301 CPS

Datos de la prueba de separación

Ver Tabla 8.

ix

Análisis PVT

Anexos

RESULTADO S DEL ANÁLISIS PVT

SUMARIO

Valores 1. Calidad del muestreo

-

2. Análisis de los fluidos del yacimiento (Well Stream)

-

3. Presión de saturación a Ty = 295 °F ! Liberación instantánea !

2

4

728 PCN/BN

-

-

6. Función “Y”

1

3

-

8. Coeficiente de expansión térmica @ 11015 lpca, desde Temp. Ambiente (78 °F) hasta la Ty (295 °F)

3

-

7. Promedio Co @ CY (295 °F)

3

3115lpca

5. Volumen relativo

Gráfico -

3115lpca

Liberacióndiferencial

4. RGP total

Tabla 1

2

4

-

5.33456x10-4 F-

1

9. Liberación diferencial

-

-

5

-

Propiedades del gas liberados a. Gravedad del gas liberado

-

5

-

b. Factor de desviación (Z) c. Factor volumétrico (Bg)

-

5 5

3 4

d. Factordeexpansióndelgas

-

5

-

10. Datos de la liberación Gas-Petrróleo

-

6

a. RGP acumulada (PCN / BN)

-

6

b. RGP en solución (BY / BN)

-

6

5

-

6

6

6

7

c. Factor volumétrico del petróleo, Bo (BY / BN) d. Densidad del petróleo (gms / cc) 11. Viscosidad a condiciones de yacimiento 12. Pruebas del separador

-

13. Análisis composicional del gas de las pruebasdeseparaciones

-

14. Gráficos

-

15. Caracterizacióndelcrudo

-

x

78 8

Anexo A

-

Anexo B

-

Anexo C

-

Anexos

Análisis PVT

Tabla 1.

CAL IDAD DEL MUEST REO Campo

:SantaBarbara

Pozo

L : UZ-40

Arena

:LUZ-40

Intervalo

: 14524’-14610’

Las muestras fueron tomadas en el separador primario a una presión de 212 lpca y Temperatura de 170 °F

CONDICIONES DEL LA BORA TORIO TE MP ER A TUR A = 7 5 ° F

Cilindro N°

10 INPE (Gas) 1 N°. 12 INPE (Gas) 2 N°. 2 INPE -

Presión de Apertura (lpcm) @ Temp. = 75 °F

40 175 60 200 40

Presión de Burbuja (lpcm) @ Temp. = 170 °F

198 210 200

(Gas) 3 N°. 180 Para la relación del análisis se tomaron los cilindros INPE – 2 (Crudo) y N° 3 (Gas)

xi

Análisis PVT

Anexos

Tabla 2.

ANÁLISIS DE LOS FLUIDOS DEL (WELL STREAM)

Componentes

YACIMIENTO

Ca m p o

:SantaBarbara

Pozo

L : UZ-40

Arena

L : UZ-40

Composición (% Molar)

N2

0.361

CO2

1.348

C1

22.062

C2

6.153

C3

4.298

iC4

0.542

nC4

0.756

iC5

0.257

nC5

0.228

iC6

0.043

nC6

0.061

C7

0.018

C8+

63.873

xii

Densidad (grs/cc)

0.8981

°API @ 60 °F

25.9

Peso Molecular

274

Anexos

Análisis PVT

Tabla 3.

LIB ERA CIÓN INSTA NTÁNEA

Temperatura = 295 °F Presión (lpca)

Volumen Relativo Petróleo-Gas (V/Vsat)

11015

Función “ Y”

0.88885

Py=10974

0.88913

10515

0.89263

10052 9515

0.89649 0.90143

9015

0.90643

8015

0.91802

7015

0.93130

6015

0.94634

5015

0.96323

4515

0.97222

4015

0.98172

3515

0.99171

3315

0.99582

3215

0.99790

Pb=3115 2915

1.00000 1.01787

3.8385

2815

1.02811

3.7906

2515

1.06542

3.6467

2015

1.16023

3.4070

1515

1.33345

3.1672

1015

1.33345

2.9274

815

1.99666

2.8315

Función “Y” corregida por la ecuación de los mínimos cuadrados.

xiii

Análisis PVT

Anexos

Tabla 4.

LIB ERA CIÓN INSTA NTÁNEA

Temperatura = 295 °F Intervalos de Presión (lpca)

Compresibilidad (lpca -1)

11015 10974 -

7.8184

x10-06

Py=10974-10515

8.5519

x10-06

10515 10052 -

9.3292

x10-06

10052 9515 9515 9015 -

1.0233 1.1069

x10-05

9015 8015 -

1.2699

x10-05

8015 7015 -

1.4366

x10-05

7015 6015 -

1.6020

x10-05

6015 5015 -

1.7683

x10-05

5015 4515 -

1.8592

x10-05

4515 4015 -

1.9436

x10-05

4015 3515 -

2.0267

x10-05

3515 3315 -

2.0669

x10-05

3315 3215 -

2.0845

x10-05

3215 3115 -

2.1022

x10-05

xiv

x10-05

Anexos

Análisis PVT

Tabla 5.

LIB ERA CIÓN DIFERENC IAL

PROPIEDADES DE L GAS LIBERA DO

Temperatura = 295 °F

Gravedad (Aire = 1)

Factor d e Desviación (Z)

Factor Volumétrico del Gas (PCY/PCN)

Factor d e Expansión (PCN/PCY)

Viscosidad del Gas (CPS)

---

---

---

---

---

3015

0.9273

0.8799

0.006233

160.43638

0.0226

2515

0.9502

0.8612

0.007314

136.72409

0.0207

2015

0.9757

0.8540

0.009052

110.47282

0.0188

1515

1.0044

0.8626

0.012161

82.23008

0.0170

1015

1.0370

0.8897

0.018722

53.41310

0.0154

715

1.0744

0.9120

0.027244

36.70533

0.0145

515

1.1175

0.9292

0.038537

25.94909

0.0139

215

1.1680

0.9659

0.095956

10.42144

0.0132

15

1.2279

0.9951

1.416953

0.70574

0.0128

Presión (lpca)

Pb=3115

xv

Análisis PVT

Anexos

Tabla 6.

DA TOS DE L A L IBERA CIÓN GA S-PETRÓ LEO

Temperatura = 295 °F

Presión (lpca)

RGP Ac umul ada (PCN/BN)

(1)

(2)

RGP en Solución (PCN/BN)

Factor Volumétrico del Petróleo (BY/BN)

Densidad del Petróleo (grs/cc)

11015

1.38895

0.7884

Py=10974

1.38939

0.7882

10515 10052 9515 9015

1.39486 1.40089 1.40861 1.41642

0.7851 0.7817 0.7774 0.7731

8015 7015

1.43453 1.45529

0.7634 0.7525

6015 5015

1.47879 1.50518

0.7405 0.7276

4515 4015

1.51923 1.53407

0.7208 0.7138

3515 3315

1.54969 1.55611

0.7067 0.7037

3215 Pb=3115

0.0

728.0

1.55936 1.56264

0.7023 0.7008

3015 2515 2015

30.0 112.0 180.0

698.0 616.0 548.0

1.54812 1.51633 1.48027

0.7035 0.7071 0.7146

1515 1015

248.0 331.0

480.0 397.0

1.44068 1.38587

0.7240 0.7391

715 515

424.0 476.0

304.0 252.0

1.32234 1.27331

0.7582 0.7775

215 602.0 126.0 1.18007 0.8119 15 728.0 0.0 1.11576 0.8286 (1) Pies cúbicos de Gas @ 14.7 lpca y 60 °F por Barril de Petróleo Residual @ 60 °F. (2) Barriles de Petróleo a las Presiones indicadas y 295 °F por Barril de Petróleo Residual. °API del Residual @ 60 °F = 21.4

xvi

Anexos

Tabla 7.

Análisis PVT

VISCOSIDAD DEL PETRÓ LEO CON GA S EN SOL UCIÓN

Temperatura = 295 °F Presión (lpca)

Viscosidad (CPS)

11015

0.5197

Py=10974

0.5193

10515 10052

0.5153 0.5111

9515

0.5063

9015

0.5019

8015

0.4929

7015

0.4840

6015

0.4751

5015

0.4661

4515

0.4617

4015

0.4572

3515

0.4527

3215

0.4500

Pb=3115 3015

0.4491 0.4599

2515

0.4911

2015

0.5239

1515

0.5619

1015

0.6198

715

0.7078

515

0.7736

215

1.0336

15

2.0301

DA TOS DEL PETR ÓLEO M UERTO

Gravedad Específica @ 60 / 60 °F = 0.9018 Viscosidad Cinemática @ 295 °F (Centistokes) = 2.5 Según Correlación de Walter (Carta ASTM):

Log "Log "& $ # 0.8 #

%

" # Log " # T / 338.74 -3.1570

$

0.0073

donde: & : Viscosidad, Centistokes; T: Temperatura, °K

xvii

Análisis PVT

Anexos

Tabla 8.

PRUE BA DEL SEPARADOR

Presión Separador (lpcm)

Temp. Separador (°F)

500 @

(1)

(2)

RGP (PCN/BN)

Factor Volumétrico de Formación (BY/BN)

°API @ 60 °F

632 170

Gravedad del Gas

0.9385 25.4

1.47829

0

48

1.0953

200

620

0.9896

@

170

25.7

1.47512

0

26

1.1418

60

643

1.0550

@

170

25.3

0

1.49402

13

1.1967

(1) Relación Gas-Petróleo en Pies Cúbicos de Gas @ 60 °F y 14.7 lpca por Barril de Petróleo a condiciones de Tanque @ 60 °F. (2) Factor Volumétrico de Formación en Barriles de Petróleo, Saturado @ 3115 lpca y 295 °F por Barril de Petróleo a condiciones de Tanque @ 60 °F.

xviii

Anexos

Anexo “A” ANÁLISIS COMPOSICIONAL DE LOS

Análisis PVT

ANÁL ISI S DEL GA S DEL SEPA RADOR – 1

FECHADETOMA

:16–02–96

FECHADEANÁLISIS

:16–02–96

TEMPERATURA

ra

SEPA RA CIÓN

ESTADO

:ZULIA

COMPAÑIA

:INPELUZ

PRESIÓN

:500lpcm

:170°F

IDENTIFICAC IÓN DE LA MU ESTRA

GASES DE LAS PRUEBAS DE SE-

POZO

LUZ-40 :

ARENA

LUZ-40 :

PARACIÓN

CAMPO

Sta. : Barbara

INTERVALO

:


Componentes Agua

0.00000

CO2

10.01104

Nitrógeno

Contenido Líquido

0.99125

Metano

59.01144

Etano

11.21736

Propano

11.36954

3.11602

Iso-Butano

1.92075

0.62497

n-Butano

3.50528

1.09926

Iso-Pentano

0.79665

0.28992

n-Pentano

0.77389

0.27877

Iso-Hexano

0.11243

0.04641

n-Hexano

0.22021

0.09008

Heptanos

0.07015

0.03219

Octanos

0.00000

0.00000

Nonanos

0.00000

0.00000

Decanos

0.00000

0.00000

CARA CTERÍSTICAS DEL GA S DEL SEPARA DOR

Gravedadespecífica

:0.9685(Aire=1)

Viscosidaddelgas

:0.0124Centipois@P,T

Factor de desviación del gas (Z)

: 0.9098 @ P, T

Contenido de líquido (GPM)

: 5.578 Gal/MPC

Pesomolecular

:27.181lb/Mol

Presiónseudocrítica

:675.05lpca

Temperaturaseudocrítica

:442.82°R

Valorcaloríficobruto

:1340.0BTU/PCN

Valorcaloríficoneto

:1221.0BTU/PCN

xix

Análisis PVT


Anexos

ANÁLISIS DEL GA S DEL SEPA RADOR – 1

FECHADETOMA

:16–02–96

FECHADE ANÁLISIS TEMPERATURA

ra

SEPA RAC IÓN

ESTADO

: 16 – 02 –96

:ZULIA

COMPAÑIA

: INPELUZ

PRESIÓN

:14.7lpca

:170°F

IDENTIFICAC IÓN DE LA MUESTR A


POZO

LUZ-40 :

ARENA

LUZ-40 :

PARACIÓN

CAMPO

Sta. : Barbara

INTERVALO

:


Componentes

Contenido Líquido

Agua CO2

13.48627

Nitrógeno

1.19951

Metano

42.52898

Etano

16.10751

Propano

15.89972

4.35760

Iso-Butano

2.81101

0.91464

n-Butano

4.98517

1.56335

Iso-Pentano

1.23141

0.44814

n-Pentano

1.19622

0.43091

Iso-Hexano

0.15468

0.06385

n-Hexano

0.30298

0.12394

Heptanos

0.09652

0.04428

Octanos

0.00000

0.00000

Nonanos

0.00000

0.00000

Decanos

0.00000

0.00000

CARA CTERÍSTICAS DEL GA S DEL SEPA RADOR

Gravedadespecífica

:1.0953(Aire=1)

Viscosidaddelgas



: 0.9931 @ P, T

Contenidodelíquido(GPM)

:7.947 Gal/MPC

Pesomolecular

:31.723lb/Mol


:681.18lpca


:486.44°R


:1493.0BTU/PCN


:1364.9BTU/PCN

xx

Anexos


Análisis PVT

ANÁL ISI S DEL GA S DEL SEPA RADOR –2

FECHADETOMA

:16–02–96

FECHADEANÁLISIS

:16–02–96

TEMPERATURA

da

SEPA RA CIÓN

ESTADO

:ZULIA

COMPAÑIA

:INPELUZ

PRESIÓN

:200lpcm

:170°F



POZO

PARACIÓN

CAMPO

LUZ-40 :

ARENA

:Sta.Barbara

INTERVALO

LUZ-40 : :14524’–14610’


Componentes

Contenido Líquido

Agua CO2

11.14689

Nitrógeno

1.05937

Metano

53.63918

Etano

12.81526

Propano

12.83598

3.51793

Iso-Butano

2.21163

0.71962

n-Butano

3.98886

1.25091

Iso-Pentano

0.93869

0.34161

n-Pentano

0.91187

0.32848

Iso-Hexano

0.12624

0.05211

n-Hexano

0.24726

0.10114

Heptanos

0.07877

0.03614

Octanos

0.00000

0.00000

Nonanos

0.00000

0.00000

Decanos

0.00000

0.00000


Gravedadespecífica

:0.9896(Aire=1)

Viscosidaddelgas



: 0.9584 @ P, T


: 6.348 Gal/MPC

Pesomolecular

:28.662lb/Mol


:676.94lpca


:456.98°R


:1389.7BTU/PCN


:1267.8BTU/PCN

xxi

Análisis PVT


Anexos


FECHADETOMA

:16–02–96


da

SEPA RA CIÓN

ESTADO

: 16 – 02 –96

:ZULIA

COMPAÑIA

: INPELUZ

PRESIÓN

:14.7lpca

:170°F



POZO

PARACIÓN

CAMPO

LUZ-40 :

ARENA

:Sta.Barbara

LUZ-40 :

INTERVALO


Componentes

:14524’–14610’

Contenido Líquido

Agua CO2

14.52836

Nitrógeno

1.266218

Metano

37.64570

Etano

17.57228

Propano

17.20165

4.71442

Iso-Butano

3.07761

1.00139

n-Butano

5.42851

1.70238

Iso-Pentano

1.36152

0.49549

n-Pentano

1.32262

0.47644

Iso-Hexano

0.16735

0.06908

n-Hexano

0.32779

0.13409

Heptanos

0.10443

0.04791

Octanos

0.00000

0.00000

Nonanos

0.00000

0.00000

Decanos

0.00000

0.00000


Gravedadespecífica

:1.1418(Aire=1)

Viscosidaddelgas



: 0.9925 @ P, T


:8.641 Gal/MPC

Pesomolecular

:33.068lb/Mol


:683.23lpca


:499.42°R


:1537.9BTU/PCN


:1407.3BTU/PCN

xxii

Anexos


Análisis PVT

ANÁL ISI S DEL GA S DEL SEPA RADOR – 3

FECHADETOMA

:16–02–96

FECHADEANÁLISIS

:16–02–96

TEMPERATURA

ra

SEPA RA CIÓN

ESTADO

:ZULIA

COMPAÑIA

:INPELUZ

PRESIÓN

:60lpcm

:170°F



POZO

LUZ-40 :

ARENA

LUZ-40 :

PARACIÓN

CAMPO

Sta. : Barbara

INTERVALO

:


Componentes Agua

Contenido Líquido

0.0000

CO2

12.60086

Nitrógeno

1.14658

Metano

46.76228

Etano

14.86069

Propano

14.71314

4.03240

Iso-Butano

2.58399

0.84077

n-Butano

4.60788

1.44503

Iso-Pentano

1.12050

0.40778

n-Pentano

1.08848

0.39210

Iso-Hexano

0.14391

0.05940

n-Hexano

0.28189

0.11531

Heptanos

0.08980

0.04120

Octanos

0.00000

0.00000

Nonanos

0.00000

0.00000

Decanos

0.00000

0.00000


Gravedadespecífica

:1.0550(Aire=1)

Viscosidaddelgas



: 0.9837 @ P, T


: 7.334 Gal/MPC

Pesomolecular

:30.556lb/Mol


:679.54lpca


:475.17°R


:1453.5BTU/PCN


:1327.8BTU/PCN

xxiii

Análisis PVT


Anexos


FECHADETOMA

:16–02–96


ra

SEPA RAC IÓN

ESTADO

: 16 – 02 –96

:ZULIA

COMPAÑIA

: INPELUZ

PRESIÓN

:14.7lpcm

:170°F



POZO

LUZ-40 :

ARENA

LUZ-40 :

PARACIÓN

CAMPO

Sta. : Barbara

INTERVALO

:


Componentes

Contenido Líquido

Agua CO2

15.74839

Nitrógeno

1.33535

Metano

31.87529

Etano

19.28860

Propano

18.77677

5.15611

Iso-Butano

3.39005

1.10305

n-Butano

5.94793

1.86527

Iso-Pentano

1.51408

0.55101

n-Pentano

1.47082

0.52982

Iso-Hexano

0.18218

0.07520

n-Hexano

0.35685

0.14597

Heptanos

0.11368

0.05216

Octanos

0.00000

0.00000

Nonanos

0.00000

0.00000

Decanos

0.00000

0.00000


Gravedadespecífica

:1.1967(Aire=1)

Viscosidaddelgas



: 0.9918 @ P, T


:9.469 Gal/MPC

Pesomolecular

:34.658lb/Mol


:685.69lpca


:414.83°R


:1891.4BTU/PCN


:1457.6BTU/PCN

xxiv

Anexos

Análisis PVT

Anexo “B” Gráficas de las Propiedades de los Fluidos

FUNDA CIÓN L . S. T. P.

EMPRESA

IMPELUZ :

POZO

LUZ-40 :

ESTADO

Zulia :

ARENA

LUZ-40 :

CAMPO

:Sta.Barbara

INTERVALO

:14524’–14610’

Gráfico # 1

2.100 2.000 1.900 1.800 Tempe ratura = 295 ° F 1.700 ) t. a s V / (V l a t o T o v ti la

1.600 1.500 1.400

R e n e m 1.300 lu o V

1.200 1.100 Pb = 3115 lpca 1.000 0.900 0.800 0

2000

4000

6000

Presión (lpca)

xxv

8000

10000

12000

Análisis PVT

Anexos



EMPRESA

IMPELUZ :

POZO

LUZ-40 :

ESTADO

Zulia :

ARENA

LUZ-40 :

CAMPO

:Sta.Barbara

INTERVALO

:14524’–14610’

Gráfico # 2

3.900 Tempe ratura = 295 ° F

3.800 3.700

3.600 3.500

3.400 " Y " n ió c n u F

3.300 3.200

3.100 3.000

Pb = 3115 l pca

2.900 2.800

2.700 0

1000

2000 Presión (lpca)

xxvi

3000

4000

Anexos

Análisis PVT



EMPRESA

IMPELUZ :

POZO

LUZ-40 :

ESTADO

Zulia :

ARENA

LUZ-40 :

CAMPO

:Sta.Barbara

INTERVALO

:14524’–14610’

Gráfico # 3

1.0200

1.0000

0.9800 Tempe ratura = 295 ° F .) m i 0.9600 d a ( Z , s a G 0.9400 l e d n ó i c a i v se 0.9200 D e d r to c 0.9000 a F

Pb = 3115 lpca 0.8800

0.8600

0.8400 0

1000


xxvii

3000

4000

Análisis PVT

Anexos



EMPRESA

IMPELUZ :

POZO

LUZ-40 :

ESTADO

Zulia :

ARENA

LUZ-40 :

CAMPO

:Sta.Barbara

INTERVALO

:14524’–14610’

Gráfico # 4

1.6000

1.4000

1.2000 Tempe ratura = 295 ° F ) N C P / Y C P ( s a G l e d o ic rt é m u l o V r o t c a F

1.0000

0.8000

0.6000

0.4000 Pb = 3115 l pca 0.2000

0.0000

-0.2000 -1000

0

1000

2000

Presión (lpca)

xxviii

3000

4000

Anexos

Análisis PVT



EMPRESA

IMPELUZ :

POZO

LUZ-40 :

ESTADO

Zulia :

ARENA

LUZ-40 :

CAMPO

:Sta.Barbara

INTERVALO

:14524’–14610’

Gráfico # 5

800

700 Tempe ratura = 295 ° F 600

) N /B N C (P n ió c lu o S n e P G R

500

400 Pb = 3115 l pca 300

200

100

0 0

1000


xxix

3000

4000

Análisis PVT

Anexos



EMPRESA

IMPELUZ :

POZO

LUZ-40 :

ESTADO

Zulia :

ARENA

LUZ-40 :

CAMPO

:Sta.Barbara

INTERVALO

:14524’–14610’

Gráfico # 6

1.600

1.500

1.400

Pb = 3115 lpca ) N /B Y (B o B

1.300

Tempe ratura = 295 °F 1.200

1.100

1.000 0

2000

4000

6000

Presión (lpca)

xxx

8000

10000

12000

Anexos

Análisis PVT



EMPRESA

IMPELUZ :

POZO

LUZ-40 :

ESTADO

Zulia :

ARENA

LUZ-40 :

CAMPO

:Sta.Barbara

INTERVALO

:14524’–14610’

Gráfico # 7

0.8400

0.8200 Tempe ratura = 295 ° F 0.8000

) c c / rs g ( o le ó tr e P l e d d a d i s n e D

Pb = 3115 l pca

0.7800

0.7600

0.7400

0.7200

0.7000

0.6800 0

2000

4000

6000

Presión (lpca)

xxxi

8000

10000

12000

Análisis PVT

Anexos



EMPRESA

IMPELUZ :

POZO

LUZ-40 :

ESTADO

Zulia :

ARENA

LUZ-40 :

CAMPO

:Sta.Barbara

INTERVALO

:14524’–14610’

Gráfico # 8

2.2000

2.0000

1.8000 Tempe ratura = 295 ° F 1.6000

) S P (C d a d i s o c isV

1.4000

Pb = 3115 l pca 1.2000

1.0000

0.8000

0.6000

0.4000 0

2000

4000

6000

Presión (lpca)

xxxii

8000

10000

12000

Anexos

Análisis PVT

Anexo “C”

CAMPO

: Santa Barbara

POZO

: LUZ-40

Caracterización del

ARENA

: LUZ-40

Crudo

INTERVALO

: 14524’ – 14610’

Resultados

MuestradelSeparadorPrimario

Presióndevaporreid@100°F(lpcm)

3.6

Cont.deaguaporcentrifugación(%V/V)

0.1

Cont.deaguadestilada(%V/V)

0.0

Cont.desedimentoporcentrifugación(%V/V) °F60°API @

0.0 25.4

Viscosidadcinemática@100°F(CST)

20.7

Viscosidadcinemática@150°F(CST)

9.6

Contenidodeasfaltenos(%P/P)

4.9

Contenidodecerasparafinicas(%P/P)

3.6

Puntodeinflamación(°F)

-25.0

Punto de fluidez (°F) ContenidodeVanadio(ppmenpeso) ContenidodeNiquel(ppmenpeso)

-78.0 58.9 22.9

xxxiii

CIED de Muestras de Hidrocarburos y Validación PVT

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