Cap.2 Clasificacion de los Fluidos en el Reservorio.pdf

Clasificación de los Fluidos en el Reservorio----------------------------------------------------29

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Clasificacion de los fluidos en el Reservorio

2.1

Introducion

Las acumulaciones de gas y de petróleo ocurren en trampas subterráneas formadas por características estructurales, estratigráficas o ambas. Por fortuna, estas acumulaciones se presentan en las partes más porosas y permeables de los estratos, siendo estos principalmente areniscas, calizas y dolomitas, can las aberturas ínter granulares o con espacios porosos debido a diaclasas, fracturas y efectos de soluciones. Por lo que un yacimiento está definido, como una trampa donde se encuentra contenido el petróleo, el gas, o ambas como mezclas complejas de compuestos, como un solo sistema hidráulico conectado. Muchos de los yacimientos de hidrocarburos se hallan conectados hidráulicamente a rocas llenas de agua, denominadas acuíferos, como también muchos de estos yacimientos se hallan localizados en grandes cuencas sedimentarias y comparten un acuífero común. La temperatura de un reservorio es determinada por la profundidad y el comportamiento del fluido en un reservorio es determinado por su composición. En un reservorio se tiene diferentes clases de fluido las cuales mostramos en tabla 2.1. Las temperaturas críticas de los hidrocarburos más pesados son más elevadas que los componentes livianos. De allí la temperatura crítica de la mezcla de un hidrocarburo predominantemente compuesto por componentes pesado es más alta que el rango normal de temperatura en el reservorio. Tabla 2.1

Características y composición de los diferentes tipos de Fluido en el reservorio

Componente

Petróleo

Petróleo Volátil

Gas y Condensado

Gas seco

C1 C2 C3 C4 C5 C6 C7+ PM C7+ Dens. Relativa

45.62 3.17 2.10 1.50 1.08 1.45 45.08 231.0 0.862

64.17 8.03 5.19 3.86 2.35 1.21 15.19 178.00 0.765

86.82 4.07 2.32 1.67 0.81 0.57 3.74 110.00 0.735

92.26 3.67 2.18 1.15 0.39 0.14 0.21 145.00 0.757

Color del

Negro Verdoso

Anaranjado Oscuro

Café Ligero

Acuoso

Líquido

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Clasificación de los Fluidos en el Reservorio----------------------------------------------------30

Cuando la presión de reservorio cae por debajo del punto de saturación, el diagrama de fase del fluido original no es representativo, ya que el gas y liquido son producido a razones diferentes a la combinación original, resultando un cambio en la composición del fluido. La segregación gravitacional de las dos fases con diferentes densidades también podría inhibir el contacto entre las dos fases previendo el equilibrio en el reservorio. Los reservorios de hidrocarburo son clasificados de acuerdo a: La composición de la mezcla de hidrocarburo en el reservorio. La presesión y temperatura inicial del reservorio. La presión y temperatura de producción en superficie. El comportamiento termodinámico de una mezcla natural de hidrocarburos, puede ser utilizado para propósitos de clasificación, tomando como base del diagrama el comportamiento de las fases.

2.2.- Diagrama de Fases (Presión- Temperatura) Un típico diagrama de Temperatura y Presión es mostrado en la figura 2.1. Estos diagramas son esencialmente utilizados para: Clasificar los reservorios. Clasificar naturalmente el sistema de hidrocarburos. Describe el comportamiento de fases del fluido en el reservorio. La figura 2.1 presenta los siguientes elementos: La curva llamada envolvente de fases, que resulta de unir las curvas de punto de burbuja y punto de rocío que muestra la mezcla para diferentes temperaturas; curvas que se unen en el punto denominado crítico. La envolvente de fases divide el diagrama en tres regiones, la primera llamada región de líquidos, está situada fuera de la fase envolvente y a la izquierda de la isoterma crítica. La segunda llamada región de gases, se encuentra fuera de la fase envolvente esta a la derecha de la isoterma crítica; la última, encerrada por la fase envolvente, se conoce como región de dos fases, en esta región, se encuentran todas las combinaciones de temperatura y presión en que la mezcla de hidrocarburo puede permanecer en dos fases en equilibrio, existiendo dentro de ella, las llamadas curvas de igualdad, que indican un porcentaje de total de hidrocarburo que se encuentra en estado líquido y gaseoso, Todas estas curvas inciden en un punto crítico. Se distinguen, además, en el mismo diagrama, la cricondetérmica y la cricondenbárica, las cuales son la temperatura y la presión máximas, respectivamente, las cuales

30

Clasificación de los Fluidos en el Reservorio----------------------------------------------------31 en la mezcla de hidrocarburos pueden permanecer en dos fases en equilibrio1. Para un mejor entendimiento de la Figura 2.1 se darán todas las definiciones y algunos conceptos básicos asociados con el diagrama de fase.

Figura 2.1 Diagrama de fase (Presión –Temperatura)

2.2.1- Propiedades intensivas.- Denominados a aquellos que son independientes de la cantidad de materia considerada como ser: la viscosidad, densidad, temperatura, etc. función principal de las propiedades físicas de los líquidos. 2.2.2- Punto Crítico.- Es el estado a condición de presión y temperatura para el cual las propiedades intensivas de las fases líquidas y gaseosas son idénticas, donde cuya correspondencia es la presión y temperatura crítica. 2.2.3- Curva de Burbujeo (ebullición) .- Es el lugar geométrico de los puntos, presión temperatura, para los cuales se forma la primera burbuja de gas, al pasar de la fase 1

Manual de Explotación de Yacimientos de Gas y Condensado y de Petróleo volátil, SPE filial Bolivia, 2000, Pág. 22

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Clasificación de los Fluidos en el Reservorio----------------------------------------------------32 líquida a la región de dos fases, siendo este estado el equilibrio de un sistema compuesto de petróleo crudo y gas, en la cual el petróleo ocupa prácticamente todo el sistema excepto en una cantidad infinitesimal de gas. El yacimiento de punto de burbujeo se considera cuando la temperatura normal está debajo de la temperatura crítica, ocurriendo también que a la bajada de la presión Alcanzará el punto de burbujeo. 2.2.4- Curva de rocío (condensación) .- Es el lugar geométrico de los puntos, presión – temperatura, en los cuales se forma la primera gota de líquido, al pasar de la región de vapor a la región de las dos fases. El punto de rocío es análogo al punto de burbuja, siendo el estado en equilibrio de un sistema el cual está compuesto de petróleo y gas, lugar en la cual el gas ocupa prácticamente todo el sistema dando excepción a cantidades infinitesimales de petróleo. 2.2.5- Región de dos fases.- Es la región comprendida entre las curvas de burbujeo y rocío (cricondenbara y cricondenterma). En esta región coexisten en equilibrio, las fases líquida y gaseosa. 2.2.6- Cricondenbar .- Es la máxima presión a la cual pueden coexistir en equilibrio un líquido y su vapor. 2.2.7- Cricondenterma .- Es la máxima temperatura a la cual pueden coexistir en equilibrio un líquido y su vapor. 2.2.8- Zona de Condensación Retrógrada .- Es aquella cuya zona está comprendida entre los puntos de las curvas cricondenbar y cricondenterma (punto crítico y punto de rocío), y que a la reducción de presión, a temperatura constante, ocurre una condensación. 2.2.9- Petróleo Saturado .- Es un líquido que se encuentra en equilibrio con su vapor (gas) a determinada presión y temperatura. La cantidad de líquido y vapor puede ser cualesquiera. En este sentido la presión de saturación es la presión a la cual líquido y vapor están en equilibrio. En algunos casos la presión de burbujeo o presión de rocío puede usarse sinónimamente como presión de saturación. 2.2.10- Petróleo Bajo Saturado .- Es el fluido capaz de recibir cantidades adicionales de gas o vapor a distintas condiciones de presión y temperatura. en un fluido no saturado, la disminución de la presión no causa liberación de gas existentes en solución en el fluido.

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Clasificación de los Fluidos en el Reservorio----------------------------------------------------33 2.2.11- Petróleo Supersaturado .- Es aquel fluido que a condiciones de presión y temperatura que se encuentra, tiene una mayor cantidad de gas disuelto que el que le correspondería en condiciones de equilibrio. 2.2.12- Saturación crítica de un Fluido .- Es la saturación mínima necesaria para que exista escurrimiento de dicho fluido en el yacimiento.

Inicialmente toda acumulación de hidrocarburos tiene su propio diagrama de fases que depende solo de la composición de la mezcla. De acuerdo a esto, los yacimientos de hidrocarburos se encuentran inicialmente ya sea en estado monofásico (A, B, y C) o en estado bifásico (D), de acuerdo con la composición relativa de sus presiones y temperaturas en los diagramas de fases. Cuando la presión y temperatura iniciales de un yacimiento caen fuera de la región de dos fases pueden comportarse: 1.- Como yacimientos normales de gas (A), donde la temperatura del yacimiento excede el cricondentérmico. 2.Como yacimiento de condensado retrógrado (de punto de rocío) (B), donde la temperatura del yacimiento se encuentra entre la temperatura crítica del punto cricondentérmico. 3.Como yacimientos de petróleo bajo-saturado (de punto burbujeo) © donde, la temperatura del yacimiento está debajo de la temperatura crítica. Cuando la presión y la temperatura iniciales del yacimiento caen dentro de la región de dos fases pueden comportarse: 1.Como yacimientos de petróleo saturado, donde, existe una zona de petróleo con un casquete de gas. 2.- Como yacimiento de petróleo saturado sin estar asociados a un casquete de gas, esto es, cuando la presión inicial es igual a la presión de saturación o de burbujeo. La presión y temperatura para este tipo de yacimientos se localizan exactamente sobre la línea de burbujeo(E).

2.3.- Clasificación de los reservorios Se aclara que el estado físico de un fluido de yacimiento generalmente varía con la presión, pues la temperatura es esencialmente constante. Es práctica común clasificar a los yacimientos de acuerdo a las características de los hidrocarburos producidos y a las condiciones bajo las cuales se presenta su acumulación en el subsuelo. Así, tomando en cuenta las características de los fluidos producidos, se tienen reservorios de:

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 

Reservorio de Petróleo Reservorio de Gas

2.3.1.- Reservorio de Petróleo Si la temperatura del reservorio T es menor que la temperatura crítica Tc del fluido del reservorio, el reservorio es clasificado como reservorio de petróleo. Dependiendo de la presión inicial del reservorio P1 , los reservorios de petróleo pueden ser subclasificados en las siguientes categorías:

2.3.1.1.

Reservorio de Petróleo Subsaturado

Si la presión inicial del reservorio Pi, es igual está representada en la figura 2.2 por el punto 1, y mayor que la presión del punto de burbuja, Pb, y la temperatura esta por bajo de la temperatura critica del fluido del reservorio

2.3.1.2.-

Reservorio de Petróleo Saturado

Cuando la presión inicial del reservorio esta en el punto de burbuja del fluido del reservorio, como mostramos en la figura 2.2, punto 2, el reservorio es llamado reservorio saturado de petróleo.

2.3.1.2.

Reservorio con Capa de Gas

Si la presión inicial del reservorio es menor que la presión en el punto de burbuja del fluido del reservorio, como indica en el punto 3 de figura 2.2 EL reservorio es predominado por una capa de gas en la zona de dos fases, la cual contiene una zona de líquido o de petróleo con una zona o capa de gas en la parte superior.

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Figura 2.2

Diagrama de Fase (Presión y Temperatura)

En general el petróleo es comúnmente clasificado en los siguientes tipos: Petróleo negro Petróleo de bajo rendimiento Petróleo de alto rendimiento (volátil) Petróleo cerca al punto critico

2.3.2.- Petróleo Negro El diagrama de fase nos muestra el comportamiento del petróleo negro en la figura 2.3, en la cual se debe notar que líneas de cualidad son aproximadamente equidistantes caracterizando este diagrama de fase de petróleo negro. Siguiendo la trayectoria de la reducción de presión indicada por la línea vertical EF en figura 2.3, la curva de rendimiento de líquido esta mostrado en figura 2.3, se prepara trazando el porcentaje de volumen líquido como una función de la presión. La curva de rendimiento de líquido se aproxima a la línea recta excepto las presiones muy bajas. Cuando el petróleo negro es producido normalmente se produce una relación gas – petróleo entre 200 – 700 pcs/STB y la gravedad del petróleo es de 15 – 40 ºAPI. En el tanque de almacenamiento el petróleo normalmente es de color marrón a verde oscuro.

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Figura 2.3

Diagrama de Fase petróleo negro (Presión y Temperatura)

Figura 2.4 Curva del rendimiento liquido para petróleo negro

2.3.3.- Petróleo Negro de bajo rendimiento El diagrama de fase para un petróleo de bajo rendimiento es mostrado en la figura 2.5. El diagrama es caracterizado por las líneas de calidad que están espaciadas estrechamente cerca de la curva de roció. La curva de rendimiento 36

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de liquido se muestra en la figura 2.6 esta figura nos muestra las característica de rendimiento de esta categoría de petróleo. Las otras propiedades de este tipo de petróleo son: Factor volumétrico de la formación de petróleo menor que 1,2 bbl/STB Relación Gas – Petróleo menor que 200 pcs/STB Gravedad del petróleo menor que 35 ºAPI Coloración negro Recuperación substancial de líquido a condiciones de separación como es indicado por el ponto G sobre o 85% de línea de cualidad de la figura 2.5

Figura 2.5 Diagrama de fase para petróleo de bajo Rendimiento

Figura 2.6 Curva de Rendimiento para bajo rendimiento de Petróleo

2.3.4.- Petróleo Volátil El diagrama de fase para un petróleo volátil (alto rendimiento) es dado en la figura 2.7. Observándose que las líneas de calidad están juntas y estrechas cerca del punto de burbuja y están mas ampliamente espaciadas a bajas presiones. Este tipo de petróleo es comúnmente caracterizado por un alto rendimiento de líquido inmediatamente por debajo

37

Clasificación de los Fluidos en el Reservorio----------------------------------------------------38 del punto de burbuja como es mostrado en la figura 2.8. características de este petróleo comprende:

Las otras propiedades

Factor volumétrico de la formación menor que 2 bbl/STB Relación Gas – Petróleo entre 2000 – 3200 scf/STB Gravedad del petróleo entre 4,5 – 55 ºAPI Baja recuperación de líquido a las condiciones de separador como es indicado en el punto G en figura 2.7 Color verdoso para naranja

Figura 2.7

Figura 2.8

Diagrama de fase para petróleo volátil de alto rendimiento

Curva de rendimiento de liquido para petróleo volátil

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2.3.5.- Petróleo Cerca al punto critico Si la temperatura de reservorio Tr esta cerca de la temperatura Tc del sistema de hidrocarburo mostrado en la figura 2.9. La mezcla de hidrocarburos es identificada como petróleo cerca al punto crítico. Porque todas las líneas de calidad convergen en el punto crítico, una caída de presión isotérmica (como se muestra en la línea vertical EF en la figura 2.9) puede ser llevada al 100% de petróleo al volumen poral de hidrocarburo en el punto de burbuja al 55% al menos una presión de 10 – 50 psi por debajo del punto de burbuja, el comportamiento característico de encogimiento de petróleo cerca al punto crítico es mostrado en la figura 2.10. Este petróleo es caracterizado por un alto GOR mas de 3000 pcs/STB con un factor volumétrico de 2.0 bbl/STB o mayores. Las composiciones de este tipo de petróleo son normalmente caracterizado por 12,5 a 20 %mol de heptano plus, 35% o más de etano a través de hexano y el resto en metano.

Figura 2.9

Figura 2.10

Diagrama de fase para petróleo cerca al punto critico

Curva de rendimiento de líquido para petróleo cerca al punto critico

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2.4.1.- Reservorio de Gas Con el advenimiento de las perforaciones profunda han sido descubierto yacimientos de gas a alta presión con propiedades materialmente diferentes de aquellos yacimientos de gas seco anteriormente encontrados. El fluido del yacimiento esta compuesto predominantemente por metano, pero se encuentra cantidades considerables de hidrocarburos pesados. Si la temperatura de reservorio es mayor que la temperatura crítica del fluido de hidrocarburo, el reservorio es considerado un reservorio de gas, reservorios que producen gas natural pueden ser clasificados esencialmente en cuatro categorías y estas son:

2.4.2.- Reservorio de Condensación Retrograda de Gas Si la temperatura del reservorio Tr esta entre la temperatura crítica Tc y la cricondetérmica Tct del fluido el reservorio es clasificado como reservorio de condensación retrógrada. El fluido existe como un gas a las condiciones iniciales del reservorio, cuando la presión de reservorio declina a una temperatura del reservorio constante, la línea del punto de rocío es cruzada y se forma el líquido en el reservorio. Este Líquido también se forma en el sistema de tubería en el separador debido al cambio de presión y temperatura. 2. Considérese que las condiciones iniciales de un reservorio de condensación retrógrada de gas es presentado por el punto 1 en un diagrama de fases presión – temperatura de la figura 2.11. la presión del reservorio esta por encima de la presión del punto de rocío, el sistema de hidrocarburo en el reservorio muestra una fase simple (fase vapor). Cuando la presión de reservorio declina isotérmicamente durante la producción la presión inicial (punto 1) cae al (punto 2) que es la presión declinada y esta por encima del punto de rocío, existe una la atracción entre moléculas de los componentes livianos y pesados, ocasionando su movimiento por separado. esto origina que la atracción entre los componentes mas pesado sea mas efectiva de esta manera el liquido comienza a condensarse. Este proceso de condensación retrógrada continua con la precisión decreciente antes de que llegue a su máximo condensación de líquido económico en el punto 3. la reducción en la presión permite alas moléculas pesadas comenzar el proceso de vaporización normal. Este es un proceso para lo cual pocas moléculas de gas golpean la superficie líquida y causan que mas moléculas entren a la fase líquida. El proceso de vaporización continua hasta que llegue la presión de reservorio a la menor presión en el punto de rocío. Esto significa que todo líquido que forme se debe vaporizar porque el sistema es esencialmente todo vapor en el punto de rocío mas bajo. 2

Gas Production Operations, H. Dale Beggs, 1984,

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2.4.3.- Reservorio de Gas-Condensado cerca al punto critico Si la temperatura de reservorio esta cerca de la temperatura crítica, como es mostrado en la figura 2.12, la mezcla de hidrocarburo es clasificado como reservorio de gas condensado cerca del punto crítico. El comportamiento volumétrico de esta categoría de gas natural es descrita a través de la declinación isotérmica de presión como se muestra en la línea vertical 1 – 3 en la figura 2.12,. Todas las líneas de calidad convergen en el punto crítico, un aumento rápido de líquido ocurrirá inmediatamente por debajo del punto de rocío como la presión es reducida en el punto 2. este comportamiento puede ser justificado por el hecho de que varias líneas de calidad son cruzadas rápidamente por la reducción isotermal de presión.

Figura 2.11

Figura 2.12

Diagrama de fase para reservorio de gas con condensación retrograda

Diagrama de fase para reservorio de gas condensado cerca del punto critico 41

Clasificación de los Fluidos en el Reservorio----------------------------------------------------42

2.4.4.- Reservorio de Gas-Húmedo El diagrama de fase correspondiente a un reservorio de gas húmedo, se presenta en la figura 2.13, en ella se puede observar que la temperatura del reservorio es mayor que la cricondetérmica de la mezcla, por tal razón nunca se integran las dos fases en el reservorio, únicamente existe la fase gaseosa en el reservorio, si el reservorio es agotado isotérmicamente a lo largo de la línea vertical A – B. El gas producido fluye hacia la superficie, y por ende, la presión y la temperatura de gas declinará..El gas entra en la región de dos fases el la tubería de producción debido a los cambios de presión y temperatura y a la separación en la superficie. Esto es causado por una disminución suficiente en la energía cinética de moléculas pesadas con la caída de temperatura y su cambio subsiguiente para líquido a través de fuerzas atractivas entre moléculas. Cuando estros fluidos llevados a superficie entran en la región de dos fases, generando relaciones gas – petróleo entre 50000 y 120000 pc/ bls, él liquido recuperable tiende a ser transparente, con densidades menores de 0.75 gr/ m3 .3 y los contenidos de licuables en el gas son generalmente por debajo de los 30 Bbls/MMPC. Estos yacimientos se encuentran en estado gaseoso cuya composición predomina un alto porcentaje de metano que se encuentra entre 75-90 % aunque las cantidades relativas de los componentes mas pesados son mayores que en el caso del gas seco.

Figura 2.13

Diagrama de fase para reservorio de gas húmedo

3

Manual de Explotación de Yacimientos de Gas y Condensado y de Petróleo volátil, SPE filial Bolivia, 2000, pag. 24

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2.4.5.- Reservorio de Gas-Seco Este último tipo de reservorio es lo que se conoce como reservorio de gas seco, cuyo diagrama se presenta en la figura 2.14. Estos reservorios contienen principalmente metano, con pequeñas cantidades de etano, propano, y más pesados, el fluido de este reservorio entran en la región de dos fases a condiciones de superficie, durante la explotación del reservorio. Teóricamente los reservorios de gas seco no producen líquido en la superficie, por ende, la diferencia entre un gas seco y un gas húmedo es arbitraria y generalmente en sistemas de hidrocarburos que produzcan con relaciones gas petróleo mayores de 120000 pc/ bls se considera gas seco. 4

Figura 2.14

Diagrama de fase para reservorio de gas Seco

2.5 Correlaciones para determinar el punto de Rocio En un desarrollo o explotacion de un campo gasifero es muy importante conocer la presion de rocio para evitar los problemas de condensacion retrograda, ya que el mismo sobre lleva una mala explotacion del reservorio y por ende una baja recuperacion de condensado con indidencia economicas no recomendable. Por lo tanto para explotar un reservorio gasifero la presion de reservorio no debera caer por debajo de la presion de rocio debido as la condensacion del gas en el reservorio. Si la presion de reservorio es igual a la presion de rocio se debera realizar una inyeccion de gas seco para bajar el punto de rocio. Para la determinacion del punto de rocio existen dos correlaciones existente en la industria petrolera una correlacion esta hecha en base a la composicion de fluido y a las propiedades del c7+ La segunda correlacion basada en los datos de produccion de reservorio usualmente disponible.

43

Clasificación de los Fluidos en el Reservorio----------------------------------------------------44

2.5.1.- Determinacion del punto de rocio con la composicion del gas La preedición de la presión de rocío no es ampliamente practicado, es generalmente reconocida que la complejidad del comportamiento de la fase retrógrada es necesario la determinación experimental de la condición del punto de rocío 5.Sage y Olds, y Et al presentaron distintas correlaciones para determinar la presión de roció para varios sistema de condensado. La presión de punto de rocío es estimada utilizando la correlación generada por Nemeth y Kennedy, que utiliza la composición y temperatura6. Esta se describe como esa presión en la cual los fluidos condensados iniciaran la caída de la primera gota de líquido fuera de la fase gaseosa.

 A0,2 * % N 2  CO2  % H 2S  0,4 * %Meth  % Eth  2% prop  % IBut  % N    pd  exp  % But  % IPen  % NPen  % NHex   B * DenC 7  C * %Meth %C7  0,2      D * T   E * L  F * L2  G * L3  H * M  I * M 2  J * M 3  K 





Donde: = =

C

=

 4,4670559 x103

D

=

1,0448346 x104

E

=

3,2673714 x102

F

=

 3,6453277 x103

G H

= =

7,4299951x105 -0,11381195

I

=

J K L

= = =

M

=

DenC7 =

5 6

 2,0623054 x102 6,6259728

A B

6,2476497 x104

 1,0716866 x106 10,746622

C MWC  MWC DenC  7

 7

 7

 7



 0,0001

 0,6882 * % NHep  0,7068 * % NOct     %C7 0 , 7217 * % NNon  0 , 7342 * % NDec  

Phase Behavior Monograph Volume 20 SPE, Curtis H. Whitson and Michael R. Brule, Petroleum Engineering “Tool Kit” , Programs for Spreadsheet Software,Doug Boone & Joe Clegg,

44

Clasificación de los Fluidos en el Reservorio----------------------------------------------------45 MWC7 =

100,2 * % NHep  114,2 * % NOct  128,3 * % NNon     %C7 142,3 * % NDec 

%C7 =

%NHep  %NOct  %NNon  %NDec

C7

%C7 100

=

La correlación de Nemeth y Kennedy es muy sensible a la concentración de los compuestos de gas más pesados. Muchos análisis de gas normalmente agrupan los componentes mas pesados en un solo valor. El usuario conseguirá un cálculo mucho mejor de la presión del punto de rocío utilizando una suposición adecuada para propagar componentes más pesados y repetir mas estrechamente el verdadero análisis de gas. El rango de propiedades usada para desarrollar esta correlación incluyen presiones de roció que van de 1000 a 10000 psi y temperatura que van de 40 a 320 o F y un amplio rango de composición de reservorio. La correlación nos pueden predecir la presión de roció en un rango de seguridad de +/- 10% para condensado que no contienen gran cantidad de no hidrocarburo. Ejemplo Práctico No1 se tiene la composición del gas y se desea conocer la presión de rocío. Se tiene una muestra recombinada cuya composición presentamos en la tabla 2.1 la presión inicial de reservorio 3916 psi gravedad API en el tanque es 58. Tabla

2.1 Componente

Fracción Molar

Metano Etano Propano Iso-Butano Butano Normal Iso-Pentano Pentano Normal Hexano Heptano Octano Nonanos Decanos Nitrógeno Dióxido de Carbono Gas Sulfhídrico Total

87,54

%

4,54

%

2,51

%

0,35

%

0,97

%

0,31

%

0,39

%

0,56

%

0,6

%

0,28

%

0,23

%

0,6

%

1,03

%

0,09

%

0,00

%

100

45

Clasificación de los Fluidos en el Reservorio----------------------------------------------------46

 0,6882 * % NHep  0,7068 * % NOct    %C Den C 7    0,7217 * % NNon  0,7342 * % NDec 

 7

 0.71189

100,2 * % NHep  114,2 * % NOct  128,3 * % NNon    %C7  121.04 MWC7   142,3 * % NDec 



 A 0,2 * % N 2  CO2  % H 2 S  0,4 * %Meth  % Eth  2% prop  % IBut  % N    pd  exp  % But  % IPen  % NPen  % NHex   B * DenC 7  C * %Meth %C7  0,2     1866   2 3 2 3 D * T   E * L  F * L  G * L  H * M  I * M  J * M  K 





2.5.2.- Determinacion del punto de rocio basados en datos de produccion de campo Esta correlacion esta basada a un paper presentado en Calgary Canada (SPE 75686) denominada Correlacion para determinar la presion de rocio y C7+ para reservorio de Gas Condensado en base a pruebas de produccion. y parametros que usualmente se dispone Este metodo primeramente se basa en calcular el %C7+ en funcion a la relacion de Gas/Condensado en la teoria el autor presenta dos correlaciones las cuales son: Primera Correlacion %C7+ =f(GCR) %C7+ =(GCR/70680)-0.8207 Segunda Correlacion %C7+ =f(GCR, SGg) %C7+ =10260*(GCR*SGg)-0.8207 Correlacion del punto de Rocio Pd = f(GCR, %C7+,API, Tr)

Pd = K1* GCRK2 / C7+K3 K8*API(K4*TrK5-K6* C7+K7) )

Los valores de las constantes son las siguientes: K1= K2=

346,77647 0,09741

46

Clasificación de los Fluidos en el Reservorio----------------------------------------------------47 K3= K4= K5= K6= K7= K8=

-0,29478 -0,04783 0,28126 0,00068 1,90633 8,41763

Nomeclatura %C7+ Pd GCR SGg Tr Ki

Porcentaje de heptano superior Presion de rocio ( psi ) Relacion Gas Condensado (pc/bbl) Gravedad especifica del gas del separador aire=1 Temperatura de Reservorio (oF ) Coeficiente de regrecion

Ejercicio No2 determinar la presion de rocio con los siguientes datos de produccion Tr =183 F Relacion Gas/Condensado 42711pc/bbls, API 58.8 %C7+ = (GCR/70680)^-0.8207 1.51194 %C7+ = 10260*(GCR*SGg)^ -0.8499 1.59012 Pd = K1*(GCR^K2/C7^K3 * K8 * API ^ (K4*Tr^K5 - K6*C7^K7))= 4052 psi

2.6 Pruebas PVT Los fluidos encontrados en yacimientos petrolíferos son esencialmente mezclas complejas de compuestos hidrocarburos, que contienen con frecuencia impurezas como nitrógeno, dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno. La tabla 2.1 presenta la composición en porcentajes molar de varios líquidos típicos encontrados en yacimientos, junto con la gravedad del petróleo fiscal, la razón gas petróleo de la mezcla de yacimientos y otras características de tales fluidos. La composición del petróleo fiscal es completamente diferente a su composición a condiciones del yacimiento, debido principal mente a la liberación de la mayor parte del metano y etano en solución y a la vaporización de fracciones de propanos, butanos y pentanos a medida que la presión disminuye al pasar de condiciones del yacimiento a condiciones atmosféricas normales. Existen dos métodos de obtener muestras de fluidos del yacimiento: 1. Se baja un equipo especial de muestreo dentro del pozo, sujetado por un cable de acero. 2. Tomando muestras de gas y petróleo en la superficie y mezclándolas en las debidas proporciones de acuerdo con la razón gas petróleo medida a tiempo de muestreo. Las muestras deben obtenerse al comienzo de las operaciones de producción del

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Clasificación de los Fluidos en el Reservorio----------------------------------------------------48 yacimiento, preferiblemente en el primer pozo, para que en esta forma la muestra se representativa del fluido original que se encuentra en el yacimiento. La composición del fluido obtenido en el saca muestras depende de la historia del pozo, anterior de la operación de muestreo. Si el pozo no ha sido acondicionado adecuadamente antes de obtener la muestra, será imposible obtener muestras respectivas de fluidos del yacimiento. Kennerly y Reudelhumber recomiendan un procedimiento para acondicionar debidamente el pozo. La información obtenida del análisis de una muestra de fluido incluye generalmente los siguientes datos: a. Razones Gas en solución – Petróleo y Gas liberado – Petróleo y los volúmenes delas fases líquidas. b. Factores volumétricos, gravedad del petróleo fiscal y razones Gas – Petróleo del separador a condiciones fiscales, para diferentes presiones del separador.

c. Presión del punto de burbujeo de los fluidos del yacimiento. d. Compresibilidad del petróleo saturado a condiciones del yacimiento. e. Viscosidad el petróleo a condiciones del yacimiento como función de presión. f. Análisis fraccional de una muestra de gas obtenida de la cabeza del pozo y del fluido saturado a condiciones de yacimiento. Para un análisis preliminar de un yacimiento y si no se disponen de datos de laboratorio generalmente puede hacerse estimaciones razonables a partir de correlaciones empíricas basadas en datos fáciles de obtener. Estos datos incluyen gravedad, del petróleo fiscal, gravedad específica del gas producido, razón gas – petróleo al comienzo de la producción, viscosidad del petróleo fiscal, temperatura del yacimiento y posición inicial del mismo. Las variaciones en las propiedades de un fluido del yacimiento, de varias muestras obtenidas en diferentes partes del yacimiento, son pequeñas y no exceden a las variaciones inherentes a las técnicas de muestreo y análisis esto sucede en la mayoría de los yacimientos. Por otra parte en algunos yacimientos, particularmente en aquellos con grandes volúmenes de arena, las variaciones en las propiedades de fluidos son considerables.

2.6.1 TIPOS DE PRUEBAS PVT Las pruebas de PVT pueden realizarse de 3 maneras: 1. Proceso a composición constante (masa constante).

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Clasificación de los Fluidos en el Reservorio----------------------------------------------------49 2. Proceso a volumen constante. 3. Proceso de liberación diferencial (petróleo negro). 2.6.1.1.Proceso a composición constante: La composición global no cambia, se carga a la celda una cantidad de fluido, se expande la celda o el mercurio, se agita para alcanzar equilibrio, al aumentar el volumen el gas se va liberando. Luego se miden las variaciones de líquido y volúmenes de gas. GAS OIL

Proceso GAS

OIL Hg

Proceso

OIL Proceso

GAS

GAS

Proceso

Proceso

OIL Hg

Hg Pb=Pr

OIL

Hg

P2

P3

Hg

P4

2.6.1.2 Proceso a Volumen constante: (Procedimiento para gas y petróleo volátil). Se carga cada celda con un volumen suficiente de fluido, primero aumentamos el tamaño de la celda,(sacamos un volumen de mercurio) a ese gas de expansión se lo retira y se mide su masa su composición. Removemos Gas GAS

GAS Proceso

GAS

OIL

OIL Proceso

OIL Proceso

Proceso OIL

Hg

Hg

Hg

OIL

Hg

GAS

Hg Pb

PL--Pc

2.6.1.3. Proceso de Liberación diferencial:

49

Clasificación de los Fluidos en el Reservorio----------------------------------------------------50 (Para petróleo negro). En este tipo de prueba se baja la presión de cada celdas se extrae todo el gas que se expanda. Para que la prueba tengas valores de la ecuación de estado hay que calibrar con la ecuación de estado. Removemos todo el Gas GAS

Proceso

OIL

GAS OIL

OIL OIL Proceso

Hg

Hg

Pb

Hg

OIL Proceso

Proceso

Hg Hg

Presión constante

Referencias Bibliográficas  Reservoir Engineering - Tarek Ahmed, 1946  Manual de Explotación de Yacimientos de Gas y Condensado y de Petróleo volátil - SPE filial Bolivia, 2000  Gas Production Operations - H. Dale Beggs, 1984  Ingeniería Aplicada de Yacimientos Petrolíferos - B.C. Craft y M. F. Hawkins, 1997  Gas Production Engineering - Sunjay Kumar, 1987  Phase Behavior Monograph Volume 20 SPE, Curtis H. Whitson and Michael R. Brule.

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Clasificación de los Fluidos en el Reservorio----------------------------------------------------51  Petroleum Engineering “Tool Kit” , Programs for Spreadshee,Software, Doug Boone & Joe Clegg.

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