Análisis de Fluidos y Comp. de Fluidosa.ppt

INGENIERIA DEL PETROLEO Y GAS NATURAL

PG420 PRODUCCION DE HIDROCARBUROS I

OBJETIVO





El estudiante que curse esta Materia, tendrá conocimiento sobre, las características roca – fluidos; tipos y comportamiento de reservorios, del comportamiento productivo de los pozos en su etapa inicial y declinante, del funcionamiento y la interrelación de los componentes del equipo y herramientas y las técnicas empleadas en la terminación de pozos. Adquirirá las bases y el conocimiento para inte interp rpre reta tarr el com comport porta amie miento nto pro product ductiv ivo o de los los pozos; elaborar programas de terminación de acuerdo a la etapa productiva de los mismos con el objeto de mejorar y prolongar su vida útil.

METODOLOGIA DE ENSEÑANZA Introducción a la Temática  Desarrollo de Competencias: y Comportamiento de Fluidos de  Análisis Reservorio.  Perforación y Terminación de Pozos.  Control de la Producción y Presión.  Separación de Fluidos  Sistemas de Elevación Artificial



 Participación

Individual y Grupal de Alumnos



Exposición Audiovisual



Transferencia Transferencia de Experiencia Profesional

PG420 PRODUCCION DE HIDROCARBUROS I

PROGRAMA ANALITICO

ANALISIS Y COMPORTAMIENTO DE FLUIDOS DE RESERVORIO Propiedades PVT  Muestreo de Fluidos.  Separación Instantánea (Flash) y Diferencial.  Análisis de Equilibrio de Fases.  Comportamiento de Fases y Clasificación de Reservorios.  Diagrama de Fases.  Propiedades del Petróleo  Propiedades del Gas  Propiedades del Agua 

PERFORACION Y TERMINACION DE POZOS  Diseño de Perforación de Pozos.  Técnicas  Técnicas Especia Especiales les de Perfor Perforación ación..  Pozos Verticales.  Pozos Horizontales.  Pozos Multiraterales.  Costos de Perforación.  Terminación o Preparación de los Pozos para Producción.   Fluidos de Terminación   Seguridad Industrial y Medio Ambiente. 

CONTROL DE LA PRODUCCION Y PRESION Índice Índice de de Productivi Productividad dad y el IPR.  Factores que Influyen en la forma del IPR.   Predicción del IPR.   IPR de Pozos Fluyentes.  Regímenes de Flujo en Tubería Tubería Vertical.  Comportamiento de Flujo en Tubería Vertical.  Efectos del Diámetro Diámetro de la Tubería Tubería de Producción. Producción.   Análisis Nodal. 

SEPARACION DE FLUIDOS Fundamentos de la Separación de Fluidos.   Componentes Internos.  Factores que afectan la separación de fluidos.   Clasificación y Tipos de Separadores.   Dimensionamiento de Separadores.   Medición de Gas. 

SISTEMAS DE ELEVACION ARTIFICIAL  Principios de Bombeo Neumático.  Bombeo Neumático Continuo.  Bombeo Neumático Intermintente.  Diseño de Válvulas y Arreglos de Bombeo Neumático.   Principios de Bombeo Mecánico.   Diseño de Arreglo de Bombeo Mecánico.   Bombeo Hidráulico y Electrocentrífugo. 

CRONOGRAMA DE TRABAJO

CRONOGRAMA DE TRABAJO

EVALUACION





Exámenes (90%)  Parciales (Dos c/u con 50%)   Final (40%) Trabajos Prácticos (10%)   Mínimo Requerido 80%

BIBLIOGRAFIA

H.B.:   “Petroleum   Enginnering Handbook”, Society of Petroleum Engineers, Richardson, Tx, 198.    T.E.W. Nind.,   “Principles  of Oil Wel   Production” 2nd. Edition. MacGraw Hills Inc.    Brown, K. E.,   “The   Technology of Artificial Lift Methods”, Vol 1 and 2, Pennwell Books, Tulsa OK 1978. 

Bradley

Análisis y Comportamiento de Fluidos de Reservorio.

PROPIEDADES PVT

ANALISIS PVT 

 El análisis presión - volumen - temperatura (PVT) es básicamente un análisis termodinámico, bajo condiciones isotérmicas.



El análisis (PVT) mide las variaciones de volúmenes de las fases con la presión en el caso de reservorios de petróleo y la variación en la composición del fluido en el caso reservorios de gas.

ANALISIS PVT 

 El análisis (PVT) trata de reproducir en laboratorio las variaciones de volumen y composición de los fluidos con los cambios de presión; estudia el comportamiento de los fluidos y determina sus propiedades características que servirán en el diseño y los cálculos de ingeniería.



El análisis (PVT) opera con una muestra representativa de los fluidos originales del reservorio; por lo tanto, es importante realizar este análisis al inicio de la vida productiva del reservorio

Grupos de Parámetros



Pueden Considerarse dos grupos determinación de la propiedades PVT:  A. B.

en

la

Las propiedades y parámetros que se miden y obtienen en el campo Las propiedades y parámetros que se obtienen y miden en Laboratorio

Grupos de Parámetros 

Los que determinan el ambiente y circunstancias que rodean a los fluidos y que se miden en el campo durante las pruebas de formación y producción de pozos tales como:    

Temperatura Fluyente, Superficial y Estática Presión Fluyente, Superficial y Estática Caudal de producción de Fluidos Relación Gas Petróleo.

Grupos de Parámetros 

  Las propiedades obtienen en: 

y parámetros que se

Laboratorios Convencionales 

 

  

Composición Molar del fluido de reservorio Presión de Burbuja y Rocío Relación de solubilidad del gas en el petróleo Factores volumétricos del gas y petróleo Densidades del gas y líquido Viscosidades del gas y líquido

Grupos de Parámetros



Laboratorios Especializados 

 

Composición Molar del fluido de reservorio para cada etapa de presión. Porcentaje del líquido retrógrado Variación del punto de burbuja y rocío con la inyección de gas

Análisis y Comportamiento de Fluidos de Reservorio.

MUESTREO DE FLUIDOS

MUESTREO DE FLUIDOS 

 Siempre será importante tomar muestras al inicio de producción del pozo y cuando la Pf   Pb o que Pf   Pr.



 Si Pf < Pb puede ocurrir:  Sg  Sgc RGP < Rsi  La muestra tiene en solución menos gas que el original.   Presión de burbujeo medida, menor que la presión de burbujeo verdadera y menor que la presión inicial del yacimiento. 



MUESTREO DE FLUIDOS



Si la Sg > Sgc  

La muestra puede tener exceso de gas. Presión de burbujeo obtenida mayor  que la presión actual del yacimiento, eventualmente mayor que la presión original.

Número de Muestras Yacimientos Pequeños (una muestra representativa).   Yacimientos grandes y / o muy heterogéneos:  Se requieren muestras de diferentes pozos.  Variaciones de la composición de la mezcla vertical y areal. 

Número de Muestras



 Yacimientos de gran espesor: del petróleo pueden variar   Propiedades apreciablemente con la profundidad.  Requiere técnicas especiales para tomar  muestras representativas de un intervalo dado.

Selección del Pozo para Muestreo  Pozo nuevo con alto índice de productividad. Evitar: a) Pozos con daño. b) Estimular antes del muestreo.    No debe producir agua. Si no hay manera de evitarlo: a) Muestrear sólo la columna de petróleo con el pozo cerrado o se toma las muestras en superficie en un separador trifásico. 

Selección del Pozo para Muestreo 

 Producción estabilizada (sin o poco cabeceo)



 La RGP y API del pozo de prueba deben ser  representativos de varios pozos.



Evitar muestreos de pozos cercanos a los contactos Gas/Petróleo o Agua/Petróleo.



De ser imposible, escoger pozo de gran espesor en la zona de petróleo.

Acondicionamiento del pozo



Consiste en buscar lasa condiciones estabilizadas por medio de monitoreo de los parámetros de producción y generalmente es la relación gas/petróleo. Se debe acondicionar el pozo independientemente del tipo de muestreo que se quiera realizar.

Acondicionamiento del pozo 

Al disminuir el diámetro del estrangulador, aumenta la presión fluyente y mayor cantidad de gas permanece en solución; por tanto, se logrará una tendencia hacia el flujo monofásico.



 En pozos de gas/condensado se debe tomar en cuenta la velocidad de flujo necesaria para arrastrar el líquido retrógrado que queda en las paredes de la tubería.

Recomendaciones API para acondicionar el pozo para muestreo 

Colocar en observación el pozo durante 24 horas para medir ql, qg, RGP y Pwf.



Si los caudales son estables, reducir el caudal de líquido del 30 a 50 % y esperar que la RGP se estabilice.



Se continua reduciendo el caudal de líquido hasta obtener bajos caudales de flujo estabilizados (sin cabeceo).

Efectos de Reducción de Ql sobre RGP 

 RGP PERMANECE ESTABLE - Petróleo Subsaturado. - Pozo está acondicionado para el muestreo PR > Pwf > Pb



 RGP DISMINUYE. - Hay liberación de gas cerca del pozo, pero no hay movilidad (Sg < Sgc). - Petróleo en el yacimiento puede estar: ... Ligeramente subsaturado PR > Pwf > Pb …Saturado con PR = Pb > Pwf 

Distribución de Presión en un Yacimiento Saturado bajo Diferentes Caudales de Producción Pb=Py q 2 q >q 1 2 Pwf 2 q 1 Pwf 1

RADIO DE DRENAJE

Distribución de Presión en un Yacimiento Subsaturado bajo diferentes Caudales de Producción y q 2 q 1 Pwf 2

q >q 1 2

Pb

Pwf 1 RADIO DE DRENAJE

Efectos de Reducción de Q l sobre RGP (cont.) 

 RGP AUMENTA: - Hay flujo simultáneo de gas y petróleo en la formación (Sg > Sgc). - Dependiendo de la PR se puede dar. .... PR = Pb > Pwf pozo se debe acondicionar como el caso anterior. .... Pb > Pwf > Py las condiciones iniciales no se logran acondicionando el pozo. No se pueden obtener muestras representativas del fluido original.

Tipos de Muestreos



Muestras de Fondo.



Muestras de Separador (Recombinadas)



Muestras de Cabezal.

Muestras de Fondo



  Herramientas: - Muestreador de 6´de longitud y 1 - 1/2’’ de diámetro. - Cámara de 600 - 700 cc. - Permite acumular muestras de petróleo y gas en solución, a P y T del punto de muestreo.

Herramientas de Muestreo de Fondo

Muestras de Fondo 

 Número de Muestras:  Mínimo 3.  Medir Pb, Pr en el campo.  Aceptar si la diferencia de Pb, Pr es de 20 – 30 psi.  Caso contrario; la herramienta está funcionando mal o el pozo no ha sido bien acondicionado.

Muestras de Fondo



 Procedimiento:  Estabilizar el pozo.  Crudo saturado:  Cerrar el pozo de uno a ocho días.  Tomar muestras con pozo cerrado.



 

 Crudo subsaturado:  Tomar muestras con pozo fluyendo .





Muestras de Fondo



 Profundidad:  Sitio más profundo por donde pase el fluido de la formación.



  Presión no inferior a la presión estática del yacimiento (presión estimada de la saturación).



Ventajas y Desventajas del Muestreo de Fondo

VENTAJAS

DESVENTAJAS No toma muestras representativas cuando Pwf  < Pb. No se recomienda cuando el pozo tiene una columna grande de agua. Pueden ocurrir fugas de gas o líquido durante la sacada de la muestra a superficie. Volumen de muestra pequeño. Muestreador costoso y posibles problemas mecánicos. Contaminación de la muestra con fluidos extraños. •

No requiere de medición de caudales de flujo

•

Excelente para crudos subsaturados.

•

•

•

•

•

•

Muestreo de Separador  

 Procedimientos:  Tomar muestras de petróleo y gas en el separador de alta.  Al mismo tiempo y bajo las mismas condiciones de presión y temperatura.  Diferencia en tiempo no mayor de una hora. en forma precisa los caudales  Medir correspondientes.  Recombinar las muestras según RGP medida.

Condiciones para el Muestreo Exitoso de Separador  1.

Producción estabilizada a bajos caudales de flujo. Mantener flujo estable en un lapso dado.   No exceder 100 BPD por un mínimo de 24 Hrs.

2.

Toma de muestras en la primera etapa de separación:    Gas : Cilindro Evacuado Líquido : Desplazamiento 

Condiciones para el Muestreo Exitoso de Separador  3.

Medición precisa de las caudales de flujo Medir el caudal de flujo de gas en el separador  de prueba.  Medir el caudal de líquido en el tanque.  Corregir RGP por factor de encogimiento (S) del crudo al pasar del separador al tanque RGPs PCN/B sep = (RGP PCN / BN) x S BN/B sep.  S se mide en el campo o en el laboratorio.  Recombinar con base a RGPs PCN/B sep. 

Toma de Muestra de Gas en el Separador 

BOMBA DE VACÍO

MUESTRA DE GAS

SEPARADOR DE  ALTA PRESIÓN

Toma de Muestra de Líquido en el Separador 

DESAGUE

BOMBA DE VACÍO

MUESTRA DE LÍQUIDO

BOMBA DE MERCURIO

Ventajas y Desventajas del Muestreo de Separador 

VENTAJAS VENTAJAS

DESVENTAJAS

Menos costoso y riesgoso que el de • Los resultados dependen de la Es válido para casi loslos tipos de de exactitud con que se mida la RGP. Es válidopara para casitodos todos tipos fondo fluidos. fluidos. Recomendado para reservorios de Un error de 5% en los caudales de Recomendado para yacimientos reservorios de de Recomendado gas condensado para yacimientos de flujo produce errores del orden de 150 gas gas condensado. condensado. psi en Pb. Es Válido para todos los Menos costoso y riesgoso que que el detipos Menos costoso ycasi riesgoso el de Resultados erróneos cuando en el de fluidos fondo fondo Permite tomar muestras de gran Permite tomar muestras de gran separador se tienen problemas de espuma. volumen. volumen. volumen. Las muestras son de de fácil manejo en Las muestras son ácilmanejo f  manejo enelel Separación ineficiente o nivel Las muestras son de Fácil manejo laboratorio. laboratorio. inadecuado de la interfase gas-líquido. en el laboratorio •

• •

•

•

• •

•• •

•

•

• •

• •

•

•

Muestreo en Cabezal 

El principio básico es que la presión de fondo fluyente sea mayor que la presión de burbujeo o de rocío; por eso es que es muy raro el uso de este método.



La presión de burbujeo o rocío puede estimarse a partir de correlaciones.



 Se aplica si existe flujo monofásico a condiciones de cabezal.



  La muestra se hace fluir a un cilindro usando la técnica de desplazamiento.

Ventajas y Desventajas del Muestreo de Cabezal

VENTAJAS VENTAJAS Se puede usar en reservorios Se puede usarde enpetróleo reservorios subsaturados o gassubsaturados de petr óleo o gas/ condensado. condensado •

•

Esrápido rápidoy de y de bajo costo. Es bajo costo.

• •

DESVENTAJAS DESVENTAJAS DESVENTAJAS •

•

Nosesese debe usar hayflujo flujo No debe usar si hay flujo bifásico No debe usar sisihay ásico bif  en el bifásico en el cabezal. en elcabezal. cabezal. • • •

Norequiere requierede delalamedici medición de No ón de Caudales de flujo.. de flujo. Caudales • •

Es difícil tomar una muestra

Es una muestra Esdifícil dif  íciltomar tomar una muestra representativa por la agitación representativa por la agitación representativa por la agitaci ónde de de los fluidos. los losfluidos. fluidos. •

Criterios de Selección del Método Debe aplicarse de acuerdo al tipo de reservorio:  Petróleo de bajo encogimiento





 Es preferible utilizar el muestreo de fondo.

 Petróleo de alto encogimiento





 Generalmente se aplica el muestreo de superficie por la dificultad de obtener muestras representativas de fondo cuando se tienen altas RGP’s.

Criterios de Selección del Método 

  Gas-Condensado: 



  Gas-Húmedo: 



 Es recomendable el muestreo en superficie por la misma razón anterior.

 Se aplica el criterio para reservorios de gascondensado.

 Gas Seco: 

Se puede tomar en el fondo, cabezal y superficie.

Procesos de Liberación de Gas 

Dos tipos de liberación de Gas ocurren:  INSTANTANEA (FLASH)  DIFERENCIAL



En la explotación petrolera, ambos procesos están presentes.



La separación instantánea se produce desde que los fluidos del yacimiento; entran al interior del pozo y llegan a las in mediaciones del separador  permaneciendo en contacto ambas fases.



Se aproxima a la liberación diferencial cuando los fluidos pasan a través del separador donde el gas y líquido son separados y descargados en forma independiente.

Separación Instantánea (flash) 

 El proceso ocurre cuando se reduce la presión en el sistema manteniéndose en contacto el líquido y gas. Este proceso produce más gas y menos líquido.



 Este proceso se realiza para determinar la presión de punto de burbujeo

V1

PETRÓLEO

V2

GAS PETRÓLEO

V3

GAS GAS

PETRÓLEO

V4

PETRÓLEO

V5

PETRÓLEO

V6 PETRÓLEO

p1

>

p2

>

p3=pb

p4

>

p5

>

p6

Variación Presión-Volumen durante la Liberación Instantánea V6      L      A      T      O      T      N      E      M      U      L      O      V

V5 V4

PUNTO DE BURBUJEO

V3

p6

p3

V2

V1

p2

p1   PRESIÓN

Separación Diferencial 

En este proceso, el gas es removido de la fase líquido tan pronto como se libera al reducirse la presión en el sistema, produciendo más líquido y menos gas.



Se asume que la composición permanece invariable y que los cambios se producen a nivel fase y no de composición. GAS

Vt1

PETRÓLEO

Vo2

Vt2 Vo2

GAS GAS

PETRÓLEO

Vo3 PETRÓLEO

Vt3

PETRÓLEO

PETRÓLEO

p1

>

p2

p2

p2

>

p3

p3

Variación Presión-Volumen durante la liberación diferencial

Vt3

Vt2 Vb

     N      E      M      U      L      O      V

PUNTO DE BURBUJEO

Vi

Vo2 Vo3

P3

P2

Pb

Pi

 

PRESIÓN

Liberación de Gas en el Yacimiento   Depende de la saturación de gas libre (Sg) en la zona de petróleo.  Sg < o = Sgc Kg = 0. El gas no se mueve.   Liberación TIPO INSTANTANEA   Ocurre al comienzo de la vida productiva o si hay un acuífero muy activo  Sg > Sgc Kg > 0 el gas libre se mueve. 

Liberación de Gas en el Yacimiento  K  g    g 



K o  o



 Fase gaseosa se mueve hacia el pozo a caudal de flujo mayor que la líquida.



 Composición total del sistema cambia en un volumen de control dado.



 La liberación de gas en el yacimiento se considera instantánea porque ambas fases permanecen en contacto

Liberación de Gas en la Superficie  Gas y líquido se mantienen en contacto en:  Tuberías de Producción.  Líneas de Flujo.  Separadores.  No hay cambio de la composición total del sistema.   Hay agitación permanente.   Hay equilibrio entre las fases.  Liberación TIPO INSTANTANEA.  Si hay varios separadores, se acerca a DIFERENCIAL. 

Análisis de Equilibrio de Fases 

El análisis (PVT) opera con una muestra representativa de los fluidos originales del reservorio; por lo tanto, es importante realizar este análisis al inicio de la vida productiva del reservorio.



Deben simular el proceso de liberación gas petróleo desde el reservorio hasta los separadores.



 Dos tipos de liberación ocurren: * DIFERENCIAL. * INSTANTANEA

Análisis y Comportamiento de Fluidos de Reservorio.

COMPORTAMIENTO DE FASES Y CLASIFICACION DE RESERVORIOS

Comportamiento de Fases 

 Se denomina fase a una parte del componente del sistema, que es físicamente homogénea y está separada del resto, generalmente en forma bien definida , por una superficie.



 En un reservorio petrolífero se puede encontrar en forma general dos fases: gas y petróleo y asociada con ésta la fase agua.

Comportamiento de Fases 

  La fase gas en un reservorio, es una mezcla de hidrocarburos simples que se encuentran en estado gaseoso.



 La fase petróleo es una mezcla de hidrocarburos simples que se encuentran en estado líquido.



 Con cambios de presión y temperatura algunos de estos hidrocarburos simples pasan de una fase a otra en forma parcial o total.

Comportamiento de Fases 

Las fases tienen propiedades que pueden ser  intensivas o extensivas.



 Las propiedades intensivas son independientes de la cantidad de materia como la densidad, el factor  de compresibilidad.



 Las propiedades extensivas son dependientes de la cantidad de materia como el volumen y la masa.

Comportamiento de Fases 

  La temperatura representa la medida física de la energía cinética de la moléculas de un determinado material en este caso los hidrocarburos.



 La presión es una reflexión del número de veces que las moléculas del material colisionan con las paredes del recipiente que los contiene en este caso la roca reservorio.



Las fuerzas intermoleculares son aquéllas relacionadas con la atracción o repulsión entre moléculas del material.

Factores físicos que controlan el comportamiento de fases 

 Presión.



 Temperatura.



 Atracción Molecular.

Confinan las moléculas



 Repulsión Molecular 

Dispersan las moléculas

Diagrama de Fases de una mezcla 2700



 La curva envolvente de fases es el lugar geométrico de los puntos de burbuja y rocío y divide el diagrama en tres regiones:  Región de líquidos situada fuera de la envolvente, a la izquierda de la isoterma crítica.   Región de gases situada fuera de la envolvente, a la derecha de la isoterma crítica.    Región de dos fases situada dentro de la envolvente, a la izquierda la isoterma crítica.

2600 2500 2400 2300   a2200   c   p   L2100  ,   N2000   I1900   S   E1800   R   P1700

LÍQUIDO

 U I D O   Q  Í  L A %

GAS

100% 90% 80% 70% 60%

0%

50% LÍQUIDO + VAPOR (GAS) 40%

1600 1500

30%

1400 1300 60

20% 80

10%

100 120 140 160 180 200 220 240 260

TEMPERATURA, °F

Diagrama de Fases de una mezcla Las curvas de calidad representan los porcentajes de líquido en la región de dos fases.   Punto Crítico es el punto donde se unen los puntos de burbuja y rocío.    Cricondenbar es el punto de presión máxima a la que pueden coexistir dos fases en equilibrio.   Cricondenterm es el punto de temperatura máxima a la que pueden coexistir dos fases en equilibrio. 

Parámetros para Clasificar Reservorios 

Medidos en Campo:  Presión  Temperatura  RGP  Gravedad API  Color del Líquido de tanque



Medidos en laboratorio:  Se usan muestras representativas  Simulan comportamiento de agotamiento isotérmico de presión.

fluidos

durante

Clasificación de los Reservorios en base a los Hidrocarburos que contienen 

Reservorios de Gas: Gas Seco Gas Húmedo Gas-Condensado



Reservorios de Petróleo: Petróleo

de Alta Volatilidad Petróleo de Baja Volatilidad Liviano Mediano Pesado Extrapesado

Reservorios de Gas seco Ty > Tcdt 

La mezcla de hidrocarburos se mantiene en fase gaseosa en el yacimiento y en la superficie.

Declinación de Presión  A temperatura constante

 A



El gas es mayoritariamente Metano (% C1 >95 %) 

Sólo se pueden extraer   líquidos por procesos criogénicos (Bajo 0°F) 

RGP >200,000 p3/bbl

 A’ 

Reservorio de Gas Seco

Reservorios de Gas Húmedo  Ty > Tcdt  La mezcla de hidrocarburos permanece en estado gaseoso en el yacimiento. En la superficie cae en la región bifásica.   Líquido producido es incoloro  Tienen mayor porcentaje de componentes intermedios que los gases secos.  120,000 < RGP < 200,000 p3/bbl   API > 60° 

Declinación de Presión  A temperatura constante

 A

 A’ 

Reservorio de Gas Húmedo

Reservorios de Gas - Condensado Tc < Ty < Tcdt   La mezcla de hidrocarburos se encuentra en fase gaseosa o en el punto de rocío a las condiciones iniciales del yacimiento.    El gas presenta condensación retrógrada durante el agotamiento isotérmico de la presión.   Se puede definir como un gas con líquido disuelto.    La reducción de P y T en el sistema de producción hace que se penetre en la región bifásica y origina en la superficie: Incoloro –  Condensado:  Amarillo  API 40° - 60°   RGC: 10,000 – 100,000 P 3/Bbl 

 A C

  a   c   p    L    N     Ó    I    S    E    R    P

  E O  J   U   B   U  R   B   E  O  A  D   U  I  D   V   R   Í Q  C  U  0 %  L   D O   I   U  1 0   Í Q   I  D O   L  %   U   D O  0  8   Í Q   U  I   L   %   Í Q  6 0  %  L  O R  4 0   I  D   U   Í Q   L   %  C I O  0  O  2  R  D E  A   V  R  S  C U  % G A  1 0 0 TEMPERATURA °F

T

Reservorios de Petróleo de Alta Ty ligeramente inferior a Tc.   La mezcla de hidrocarburos a condiciones iniciales, se encuentra en estado líquido cerca del punto crítico.   Equilibrio de fase en estos yacimientos es precario.   Alto encogimiento del crudo cuando la presión del yacimiento cae por debajo de Pb.  El líquido producido tiene las siguientes características: * Color amarillo oscuro a negro. * API > 40° * RGP entre 2.000 5.000 P3/ Bbl. * Bo > 1,5 Bbl@ c.r./ Bbl@ c.s. 

Volatilidad

Reservorios de Petróleo Negro

 Ty 40%).  El líquido producido tiene las siguientes características: * Color negro o verde oscuro * API < 40 * RGP < 2.000 P3 / Bbl. * Bo < Bbl@ c.r./ Bbl@ c.s.

 Yacimientos de Petróleo Negro (Baja Volatilidad)



  

Si hay capa de gas se podrían tener tres diagramas de fases correspondientes a: Crudo de la zona de petróleo Gas de la capa de gas. Mezcla de ambos (como si todo el gas libre estuviera en solución)    Clasificación: Livianos 30 pb , Rsi = Rs y Bt = Bo P = Bt (expansión)  Crudos saturados p < pb, Rsi > Rs p => Bo y (Rsi - Rs) y Bg => Bt

Pb

Pi

Relación de Solubilidad del Gas en el Petróleo, Rs Se define como la razón del volumen de gas disuelto a Presión y temperatura del Yacimiento y medido a las condiciones estándar entre el volumen de petróleo medido a las condiciones superficiales:24

R s PUNTO DE BURBUJEO

R sb=R si

PRESIÓN

(Vol. Gas disuelto a Pr., Tr.)@ c.s. Rs = (Vol. de Petróleo)@ c.s.

Pb

Pi

Compresibilidad del Petróleo, Co 

 Compresibilidad de una substancia es el cambio unitario de volumen con presión a temperatura constante. Donde: Co = Compresibilidad del petróleo, Vo = Volumen. p = Presión C O





1

V   O

 V  O        P   T 

lpc 1

La ecuación anterior se convierte en: C O  

  Bo  B      BO    p   p  T  1

1

1

02

1

2

PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS

PROPIEDADES DEL AGUA

Propiedades del Agua de Formación 

Composición:  Generalmente las aguas de formación contienen sólidos disueltos, siendo los mayores constituyentes el sodio, calcio, magnesio, cloro bicarbonatos y sulfatos. Algunas son dulces.  La presencia de Cationes y Aniones en las aguas de campos petroleros pueden causar solubilidad, acidés y óxidos.   Los principales Cationes en las aguas de campo son: sodio, calcio y magnesio.  Los principales Aniones son el cloruro, carbonatos y sulfatos

Factor volumétrico del Agua, Bw Se define como la razón del volumen de agua a condiciones de reservorio entre el volumen de agua a condiciones estándar.

Vol. de agua @ c. r. Bw =

Vol. de agua @ c. s.

Presión 

Factor volumétrico del Agua, Bw

 Bw



(1  V wp )(1  V wt  )

V wp  1,95301  x

V wT   1,0001

10 9  pT   1,72834  x 10 13  p 2T   3,58922  x 10 7 P  2,25341  x 10 10  p 2

 x 10

2

 1,33391  x

10  4 T 



5,50654  x 10 7 T 2

Donde: Vwp = Corrección de volumen por presión. VwT = Corrección de volumen por temperatura.

Densidad del Agua de Formación (cont)

  w

   wcN 

/ Bw 

3

2

0,438603 S   1,60074  x 10 S 

  wcN 



62,368

  wcN 



densidad  del  agua a condicione s normales,lb / PCN 



S   %  peso de  sólido

Relación Gas-Agua en Solución Mucho menor que la solubilidad del gas en el petróleo a las mismas condiciones de P y T.  A T constante, aumenta con la presión, pero disminuye con el aumento de la salinidad y gravedad del gas disuelto.    La solubilidad del gas natural en el agua del reservorio es dependiente de la presión, temperatura y salinidad del agua.  Dodson preparó la gráfica adjunta para obtener la solubilidad del gas natural en el agua pura y luego corregirla por el efecto de la salinidad. 

 0  5 0 0  0  0  4 5  0  4 0 0

20     w     s

 35 0 0  3 0 0 0

     R

16

 25 0 0  2 0 0 0

12

1500

8

1000

P RE   S   I  Ó    N 

4 0

60

500 LPCA

N

100 140 180 220 260 TEMPERATURA, °F CORRECIÓN POR SALINIDAD ÓI C C E R R O C

250 °F 200 °F 150 °F 100 °F

SÓLIDOS EN SALMUERA, 1000 PPM