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

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

29

2 Clasificacion de los fluidos en el Reservorio

2.1 Introducion Las acumulaciones de gas y de petrleo ocurren en trampas subterrneas formadas

por caractersticas estructurales, estratigrficas o ambas. Por fortuna, estas acumulaciones

se presentan en las partes ms porosas y permeables de los estratos, siendo estos

principalmente areniscas, calizas y dolomitas, can las aberturas nter granulares o con

espacios porosos debido a diaclasas, fracturas y efectos de soluciones. Por lo que un

yacimiento est definido, como una trampa donde se encuentra contenido el petrleo, el

gas, o ambas como mezclas complejas de compuestos, como un solo sistema hidrulico

conectado. Muchos de los yacimientos de hidrocarburos se hallan conectados

hidrulicamente a rocas llenas de agua, denominadas acuferos, como tambin muchos de

estos yacimientos se hallan localizados en grandes cuencas sedimentarias y comparten un

acufero comn.

La temperatura de un reservorio es determinada por la profundidad y el

comportamiento del fluido en un reservorio es determinado por su composicin. En un

reservorio se tiene diferentes clases de fluido las cuales mostramos en tabla 2.1. Las

temperaturas crticas de los hidrocarburos ms pesados son ms elevadas que los

componentes livianos. De all la temperatura crtica de la mezcla de un hidrocarburo

predominantemente compuesto por componentes pesado es ms alta que el rango normal de

temperatura en el reservorio.

Tabla 2.1 Caractersticas y composicin de los diferentes tipos de

Fluido en el reservorio

Componente Petrleo Petrleo

Voltil

Gas y

Condensado

Gas seco

C1 45.62 64.17 86.82 92.26

C2 3.17 8.03 4.07 3.67

C3 2.10 5.19 2.32 2.18

C4 1.50 3.86 1.67 1.15

C5 1.08 2.35 0.81 0.39

C6 1.45 1.21 0.57 0.14

C7+ 45.08 15.19 3.74 0.21

PM C7+ 231.0 178.00 110.00 145.00

Dens. Relativa 0.862 0.765 0.735 0.757

Color del Negro

Verdoso

Anaranjado

Oscuro

Caf Ligero Acuoso

Lquido


30

Cuando la presin de reservorio cae por debajo del punto de saturacin, el diagrama

de fase del fluido original no es representativo, ya que el gas y liquido son producido a

razones diferentes a la combinacin original, resultando un cambio en la composicin del

fluido. La segregacin gravitacional de las dos fases con diferentes densidades tambin

podra inhibir el contacto entre las dos fases previendo el equilibrio en el reservorio.

Los reservorios de hidrocarburo son clasificados de acuerdo a:

La composicin de la mezcla de hidrocarburo en el reservorio. La presesin y temperatura inicial del reservorio. La presin y temperatura de produccin en superficie.

El comportamiento termodinmico de una mezcla natural de hidrocarburos, puede ser utilizado para propsitos de clasificacin, tomando como base del diagrama el comportamiento de las fases.

2.2.- Diagrama de Fases (Presin- Temperatura)

Un tpico diagrama de Temperatura y Presin 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 roco que muestra la mezcla para diferentes temperaturas; curvas que se unen en el punto denominado crtico. La envolvente de fases divide el diagrama en tres regiones, la primera llamada regin de lquidos, est situada fuera de la fase envolvente y a la izquierda de la isoterma crtica. La segunda llamada regin de gases, se encuentra fuera de la fase envolvente esta a la derecha de la isoterma crtica; la ltima, encerrada por la fase envolvente, se conoce como regin de dos fases, en esta regin, se encuentran todas las combinaciones de temperatura y presin 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 lquido y gaseoso, Todas estas curvas inciden en un punto crtico. Se distinguen, adems, en el mismo diagrama, la cricondetrmica y la cricondenbrica, las cuales son la temperatura y la presin mximas, respectivamente, las cuales


31

en la mezcla de hidrocarburos pueden permanecer en dos fases en

equilibrio1.

Para un mejor entendimiento de la Figura 2.1 se darn todas las definiciones y algunos

conceptos bsicos asociados con el diagrama de fase.

Figura 2.1 Diagrama de fase (Presin 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.

funcin principal de las propiedades fsicas de los lquidos.

2.2.2- Punto Crtico.- Es el estado a condicin de presin y temperatura para el cual las

propiedades intensivas de las fases lquidas y gaseosas son idnticas, donde cuya

correspondencia es la presin y temperatura crtica.

2.2.3- Curva de Burbujeo (ebullicin) .- Es el lugar geomtrico de los puntos, presin

temperatura, para los cuales se forma la primera burbuja de gas, al pasar de la fase

1 Manual de Explotacin de Yacimientos de Gas y Condensado y de Petrleo voltil, SPE filial Bolivia,

2000, Pg. 22


32

lquida a la regin de dos fases, siendo este estado el equilibrio de un sistema

compuesto de petrleo crudo y gas, en la cual el petrleo ocupa prcticamente todo

el sistema excepto en una cantidad infinitesimal de gas.

El yacimiento de punto de burbujeo se considera cuando la temperatura normal est

debajo de la temperatura crtica, ocurriendo tambin que a la bajada de la presin

Alcanzar el punto de burbujeo.

2.2.4- Curva de roco (condensacin) .- Es el lugar geomtrico de los puntos, presin temperatura, en los cuales se forma la primera gota de lquido, al pasar de la regin

de vapor a la regin de las dos fases.

El punto de roco es anlogo al punto de burbuja, siendo el estado en equilibrio de

un sistema el cual est compuesto de petrleo y gas, lugar en la cual el gas ocupa

prcticamente todo el sistema dando excepcin a cantidades infinitesimales de

petrleo.

2.2.5- Regin de dos fases.- Es la regin comprendida entre las curvas de burbujeo y roco

(cricondenbara y cricondenterma). En esta regin coexisten en equilibrio, las fases

lquida y gaseosa.

2.2.6- Cricondenbar .- Es la mxima presin a la cual pueden coexistir en equilibrio un

lquido y su vapor.

2.2.7- Cricondenterma .- Es la mxima temperatura a la cual pueden coexistir en

equilibrio un lquido y su vapor.

2.2.8- Zona de Condensacin Retrgrada .- Es aquella cuya zona est comprendida

entre los puntos de las curvas cricondenbar y cricondenterma (punto crtico y punto

de roco), y que a la reduccin de presin, a temperatura constante, ocurre una

condensacin.

2.2.9- Petrleo Saturado .- Es un lquido que se encuentra en equilibrio con su vapor (gas) a determinada presin y temperatura. La cantidad de lquido y vapor puede ser

cualesquiera.

En este sentido la presin de saturacin es la presin a la cual lquido y vapor estn

en equilibrio. En algunos casos la presin de burbujeo o presin de roco puede

usarse sinnimamente como presin de saturacin.

2.2.10- Petrleo Bajo Saturado .- Es el fluido capaz de recibir cantidades adicionales de

gas o vapor a distintas condiciones de presin y temperatura. en un fluido no

saturado, la disminucin de la presin no causa liberacin de gas existentes en

solucin en el fluido.


33

2.2.11- Petrleo Supersaturado .- Es aquel fluido que a condiciones de presin y

temperatura que se encuentra, tiene una mayor cantidad de gas disuelto que el que le

correspondera en condiciones de equilibrio.

2.2.12- Saturacin crtica de un Fluido .- Es la saturacin mnima necesaria para que

exista escurrimiento de dicho fluido en el yacimiento.

Inicialmente toda acumulacin de hidrocarburos tiene su propio diagrama de fases

que depende solo de la composicin de la mezcla.

De acuerdo a esto, los yacimientos de hidrocarburos se encuentran inicialmente ya sea en

estado monofsico (A, B, y C) o en estado bifsico (D), de acuerdo con la composicin

relativa de sus presiones y temperaturas en los diagramas de fases.

Cuando la presin y temperatura iniciales de un yacimiento caen fuera de la regin

de dos fases pueden comportarse:

1.- Como yacimientos normales de gas (A), donde la temperatura del yacimiento excede

el cricondentrmico.

2.- Como yacimiento de condensado retrgrado (de punto de roco) (B), donde la

temperatura del yacimiento se encuentra entre la temperatura crtica del punto

cricondentrmico.

3.- Como yacimientos de petrleo bajo-saturado (de punto burbujeo) donde, la

temperatura del yacimiento est debajo de la temperatura crtica.

Cuando la presin y la temperatura iniciales del yacimiento caen dentro de la regin

de dos fases pueden comportarse:

1.- Como yacimientos de petrleo saturado, donde, existe una zona de petrleo con un

casquete de gas.

2.- Como yacimiento de petrleo saturado sin estar asociados a un casquete de gas, esto

es, cuando la presin inicial es igual a la presin de saturacin o de burbujeo. La presin y

temperatura para este tipo de yacimientos se localizan exactamente sobre la lnea de

burbujeo(E).

2.3.- Clasificacin de los reservorios

Se aclara que el estado fsico de un fluido de yacimiento generalmente vara con la

presin, pues la temperatura es esencialmente constante. Es prctica comn clasificar a los

yacimientos de acuerdo a las caractersticas de los hidrocarburos producidos y a las

condiciones bajo las cuales se presenta su acumulacin en el subsuelo. As, tomando en

cuenta las caractersticas de los fluidos producidos, se tienen reservorios de:


34

Reservorio de Petrleo

Reservorio de Gas

2.3.1.- Reservorio de Petrleo

Si la temperatura del reservorio T es menor que la temperatura crtica Tc del fluido

del reservorio, el reservorio es clasificado como reservorio de petrleo. Dependiendo de la

presin inicial del reservorio 1P , los reservorios de petrleo pueden ser subclasificados en

las siguientes categoras:

2.3.1.1. Reservorio de Petrleo Subsaturado

Si la presin inicial del reservorio Pi, es igual est representada en la figura 2.2 por

el punto 1, y mayor que la presin 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 Petrleo Saturado

Cuando la presin 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 petrleo.

2.3.1.2. Reservorio con Capa de Gas

Si la presin inicial del reservorio es menor que la presin 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

lquido o de petrleo con una zona o capa de gas en la parte superior.


35

Figura 2.2 Diagrama de Fase (Presin y Temperatura)

En general el petrleo es comnmente clasificado en los siguientes tipos:

Petrleo negro Petrleo de bajo rendimiento Petrleo de alto rendimiento (voltil) Petrleo cerca al punto critico

2.3.2.- Petrleo Negro

El diagrama de fase nos muestra el comportamiento del petrleo negro en la figura 2.3,

en la cual se debe notar que lneas de cualidad son aproximadamente equidistantes

caracterizando este diagrama de fase de petrleo negro. Siguiendo la trayectoria de la

reduccin de presin indicada por la lnea vertical EF en figura 2.3, la curva de rendimiento

de lquido esta mostrado en figura 2.3, se prepara trazando el porcentaje de volumen

lquido como una funcin de la presin. La curva de rendimiento de lquido se aproxima a

la lnea recta excepto las presiones muy bajas. Cuando el petrleo negro es producido

normalmente se produce una relacin gas petrleo entre 200 700 pcs/STB y la gravedad del petrleo es de 15 40 API. En el tanque de almacenamiento el petrleo normalmente es de color marrn a verde oscuro.


36

Figura 2.3 Diagrama de Fase petrleo negro (Presin y Temperatura)

Figura 2.4 Curva del rendimiento liquido para petrleo negro

2.3.3.- Petrleo Negro de bajo rendimiento

El diagrama de fase para un petrleo de bajo rendimiento es mostrado en la

figura 2.5. El diagrama es caracterizado por las lneas de calidad que estn

espaciadas estrechamente cerca de la curva de roci. La curva de rendimiento


37

de liquido se muestra en la figura 2.6 esta figura nos muestra las caracterstica

de rendimiento de esta categora de petrleo. Las otras propiedades de este

tipo de petrleo son:

Factor volumtrico de la formacin de petrleo menor que 1,2 bbl/STB Relacin Gas Petrleo menor que 200 pcs/STB Gravedad del petrleo menor que 35 API Coloracin negro Recuperacin substancial de lquido a condiciones de separacin como es

indicado por el ponto G sobre o 85% de lnea de cualidad de la figura 2.5

Figura 2.5 Diagrama de fase para petrleo de bajo Rendimiento

Figura 2.6 Curva de Rendimiento para bajo rendimiento de Petrleo

2.3.4.- Petrleo Voltil

El diagrama de fase para un petrleo voltil (alto rendimiento) es dado en la figura 2.7.

Observndose que las lneas de calidad estn juntas y estrechas cerca del punto de burbuja

y estn mas ampliamente espaciadas a bajas presiones. Este tipo de petrleo es

comnmente caracterizado por un alto rendimiento de lquido inmediatamente por debajo


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del punto de burbuja como es mostrado en la figura 2.8. Las otras propiedades

caractersticas de este petrleo comprende:

Factor volumtrico de la formacin menor que 2 bbl/STB Relacin Gas Petrleo entre 2000 3200 scf/STB Gravedad del petrleo entre 4,5 55 API Baja recuperacin de lquido a las condiciones de separador como es indicado

en el punto G en figura 2.7

Color verdoso para naranja

Figura 2.7 Diagrama de fase para petrleo voltil de alto rendimiento

Figura 2.8 Curva de rendimiento de liquido para petrleo voltil


39

2.3.5.- Petrleo 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

petrleo cerca al punto crtico. Porque todas las lneas de calidad convergen en el punto

crtico, una cada de presin isotrmica (como se muestra en la lnea vertical EF en la

figura 2.9) puede ser llevada al 100% de petrleo al volumen poral de hidrocarburo en el

punto de burbuja al 55% al menos una presin de 10 50 psi por debajo del punto de burbuja, el comportamiento caracterstico de encogimiento de petrleo cerca al punto

crtico es mostrado en la figura 2.10. Este petrleo es caracterizado por un alto GOR mas

de 3000 pcs/STB con un factor volumtrico de 2.0 bbl/STB o mayores. Las composiciones

de este tipo de petrleo son normalmente caracterizado por 12,5 a 20 %mol de heptano

plus, 35% o ms de etano a travs de hexano y el resto en metano.

Figura 2.9 Diagrama de fase para petrleo cerca al punto critico

Figura 2.10 Curva de rendimiento de lquido para petrleo cerca al punto critico


40

2.4.1.- Reservorio de Gas

Con el advenimiento de las perforaciones profunda han sido descubierto

yacimientos de gas a alta presin 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 crtica del fluido de

hidrocarburo, el reservorio es considerado un reservorio de gas, reservorios que producen

gas natural pueden ser clasificados esencialmente en cuatro categoras y estas son:

2.4.2.- Reservorio de Condensacin Retrograda de Gas

Si la temperatura del reservorio Tr esta entre la temperatura crtica Tc y la

cricondetrmica Tct del fluido el reservorio es clasificado como reservorio de condensacin

retrgrada.

El fluido existe como un gas a las condiciones iniciales del reservorio, cuando la

presin de reservorio declina a una temperatura del reservorio constante, la lnea del punto

de roco es cruzada y se forma el lquido en el reservorio. Este Lquido tambin se forma en

el sistema de tubera en el separador debido al cambio de presin y temperatura. 2.

Considrese que las condiciones iniciales de un reservorio de condensacin

retrgrada de gas es presentado por el punto 1 en un diagrama de fases presin temperatura de la figura 2.11. la presin del reservorio esta por encima de la presin del

punto de roco, el sistema de hidrocarburo en el reservorio muestra una fase simple (fase

vapor). Cuando la presin de reservorio declina isotrmicamente durante la produccin la

presin inicial (punto 1) cae al (punto 2) que es la presin declinada y esta por encima del

punto de roco, existe una la atraccin entre molculas de los componentes livianos y

pesados, ocasionando su movimiento por separado. esto origina que la atraccin entre los

componentes mas pesado sea mas efectiva de esta manera el liquido comienza a

condensarse.

Este proceso de condensacin retrgrada continua con la precisin decreciente

antes de que llegue a su mximo condensacin de lquido econmico en el punto 3. la

reduccin en la presin permite alas molculas pesadas comenzar el proceso de

vaporizacin normal. Este es un proceso para lo cual pocas molculas de gas golpean la

superficie lquida y causan que mas molculas entren a la fase lquida. El proceso de

vaporizacin continua hasta que llegue la presin de reservorio a la menor presin en el

punto de roco. Esto significa que todo lquido que forme se debe vaporizar porque el

sistema es esencialmente todo vapor en el punto de roco mas bajo.

2 Gas Production Operations, H. Dale Beggs, 1984,


41

2.4.3.- Reservorio de Gas-Condensado cerca al punto critico

Si la temperatura de reservorio esta cerca de la temperatura crtica, como es

mostrado en la figura 2.12, la mezcla de hidrocarburo es clasificado como reservorio de gas

condensado cerca del punto crtico. El comportamiento volumtrico de esta categora de

gas natural es descrita a travs de la declinacin isotrmica de presin como se muestra en

la lnea vertical 1 3 en la figura 2.12,. Todas las lneas de calidad convergen en el punto crtico, un aumento rpido de lquido ocurrir inmediatamente por debajo del punto de

roco como la presin es reducida en el punto 2. este comportamiento puede ser justificado

por el hecho de que varias lneas de calidad son cruzadas rpidamente por la reduccin

isotermal de presin.

Figura 2.11 Diagrama de fase para reservorio de gas con condensacin retrograda

Figura 2.12 Diagrama de fase para reservorio de gas condensado cerca del punto critico


42

2.4.4.- Reservorio de Gas-Hmedo

El diagrama de fase correspondiente a un reservorio de gas hmedo, se presenta en

la figura 2.13, en ella se puede observar que la temperatura del reservorio es mayor que la

cricondetrmica de la mezcla, por tal razn nunca se integran las dos fases en el reservorio,

nicamente existe la fase gaseosa en el reservorio, si el reservorio es agotado

isotrmicamente a lo largo de la lnea vertical A B.

El gas producido fluye hacia la superficie, y por ende, la presin y la temperatura de

gas declinar..El gas entra en la regin de dos fases el la tubera de produccin debido a los

cambios de presin y temperatura y a la separacin en la superficie. Esto es causado por

una disminucin suficiente en la energa cintica de molculas pesadas con la cada de

temperatura y su cambio subsiguiente para lquido a travs de fuerzas atractivas entre

molculas.

Cuando estros fluidos llevados a superficie entran en la regin de dos fases,

generando relaciones gas petrleo entre 50000 y 120000 pc/ bls, l liquido recuperable tiende a ser transparente, con densidades menores de 0.75 gr/ m

3 .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 composicin 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 hmedo

3 Manual de Explotacin de Yacimientos de Gas y Condensado y de Petrleo voltil, SPE filial Bolivia,

2000, pag. 24


43

2.4.5.- Reservorio de Gas-Seco

Este ltimo 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 pequeas cantidades de etano, propano, y ms pesados, el fluido de este reservorio entran en la regin de dos fases a condiciones de superficie, durante la explotacin del reservorio. Tericamente los reservorios de gas seco no producen lquido en la superficie, por ende, la diferencia entre un gas seco y un gas hmedo es arbitraria y generalmente en sistemas de hidrocarburos que produzcan con

relaciones gas petrleo 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.


44

2.5.1.- Determinacion del punto de rocio con la composicion del gas

La preedicin de la presin de roco no es ampliamente practicado, es generalmente

reconocida que la complejidad del comportamiento de la fase retrgrada es necesario la

determinacin experimental de la condicin del punto de roco5.Sage y Olds, y Et al

presentaron distintas correlaciones para determinar la presin de roci para varios sistema

de condensado.

La presin de punto de roco es estimada utilizando la correlacin generada por

Nemeth y Kennedy, que utiliza la composicin y temperatura6. Esta se describe como esa

presin en la cual los fluidos condensados iniciaran la cada de la primera gota de lquido

fuera de la fase gaseosa.

KMJMIMHLGLFLETD

CMethCDenCBNHexNPenIPenBut

NIButpropEthMethSHCONA

pd

3232

7

*******

2,0%%*7*%%%%

%%%2%%*4,02%22%*2,0

exp

Donde:

A = 2100623054,2 x

B = 6,6259728

C = 3104670559,4 x

D = 4100448346,1 x

E = 2102673714,3 x

F = 3106453277,3 x

G = 5104299951,7 x

H = -0,11381195

I = 4102476497,6 x

J = 6100716866,1 x

K = 10,746622

L = 77 MWCC M = 0001,077 DenCMWC

7DenC =

7%

%*7342,0%*7217,0

%*7068,0%*6882,0C

NDecNNon

NOctNHep

5 Phase Behavior Monograph Volume 20 SPE, Curtis H. Whitson and Michael R. Brule,

6 Petroleum Engineering Tool Kit , Programs for Spreadsheet Software,Doug Boone & Joe Clegg,


45

7MWC =

7%

%*3,142

%*3,128%*2,114%*2,100C

NDec

NNonNOctNHep

7%C = NDecNNonNOctNHep %%%%

7C = 100% 7C

La correlacin de Nemeth y Kennedy es muy sensible a la concentracin de los

compuestos de gas ms pesados. Muchos anlisis de gas normalmente agrupan los

componentes mas pesados en un solo valor. El usuario conseguir un clculo mucho mejor

de la presin del punto de roco utilizando una suposicin adecuada para propagar

componentes ms pesados y repetir mas estrechamente el verdadero anlisis de gas.

El rango de propiedades usada para desarrollar esta correlacin incluyen presiones de

roci que van de 1000 a 10000 psi y temperatura que van de 40 a 320 o F y un amplio

rango de composicin de reservorio. La correlacin nos pueden predecir la presin de roci

en un rango de seguridad de +/- 10% para condensado que no contienen gran cantidad de

no hidrocarburo.

Ejemplo Prctico No1 se tiene la composicin del gas y se desea conocer la presin de

roco. Se tiene una muestra recombinada cuya composicin presentamos en la tabla 2.1 la

presin inicial de reservorio 3916 psi gravedad API en el tanque es 58.

Tabla 2.1

Componente Fraccin

Molar

Metano 87,54 %

Etano 4,54 %

Propano 2,51 %

Iso-Butano 0,35 %

Butano Normal 0,97 %

Iso-Pentano 0,31 %

Pentano Normal 0,39 %

Hexano 0,56 %

Heptano 0,6 %

Octano 0,28 %

Nonanos 0,23 %

Decanos 0,6 %

Nitrgeno 1,03 %

Dixido de Carbono 0,09 %

Gas Sulfhdrico 0,00 %

Total 100


46

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= 346,77647

K2= 0,09741

71189.0%%*7342,0%*7217,0

%*7068,0%*6882,077

C

NDecNNon

NOctNHepCDen

04.121%%*3,142

%*3,128%*2,114%*2,10077

C

NDec

NNonNOctNHepMWC

1866

*******

2,0%%*7*%%%%

%%%2%%*4,02

%22

%*2,0

exp

3232

7

KMJMIMHLGLFLETD

CMethCDenCBNHexNPenIPenBut

NIButpropEthMethSHCONA

pd


47

K3= -0,29478

K4= -0,04783

K5= 0,28126

K6= 0,00068

K7= 1,90633

K8= 8,41763

Nomeclatura

%C7+

Porcentaje de heptano superior

Pd Presion de rocio ( psi )

GCR Relacion Gas Condensado (pc/bbl)

SGg Gravedad especifica del gas del separador aire=1

Tr Temperatura de Reservorio (oF )

Ki 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 petrolferos son esencialmente mezclas

complejas de compuestos hidrocarburos, que contienen con frecuencia impurezas como

nitrgeno, dixido de carbono y sulfuro de hidrgeno. La tabla 2.1 presenta la composicin

en porcentajes molar de varios lquidos tpicos encontrados en yacimientos, junto con la

gravedad del petrleo fiscal, la razn gas petrleo de la mezcla de yacimientos y otras

caractersticas de tales fluidos. La composicin del petrleo fiscal es completamente

diferente a su composicin a condiciones del yacimiento, debido principal mente a la

liberacin de la mayor parte del metano y etano en solucin y a la vaporizacin de

fracciones de propanos, butanos y pentanos a medida que la presin disminuye al pasar de

condiciones del yacimiento a condiciones atmosfricas normales.

Existen dos mtodos 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 petrleo en la superficie y mezclndolas en las debidas proporciones de acuerdo con la razn gas petrleo medida a tiempo de muestreo.

Las muestras deben obtenerse al comienzo de las operaciones de produccin del


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 composicin

del fluido obtenido en el saca muestras depende de la historia del pozo, anterior de

la operacin de muestreo. Si el pozo no ha sido acondicionado adecuadamente antes

de obtener la muestra, ser imposible obtener muestras respectivas de fluidos del

yacimiento. Kennerly y Reudelhumber recomiendan un procedimiento para

acondicionar debidamente el pozo. La informacin obtenida del anlisis de una

muestra de fluido incluye generalmente los siguientes datos:

a. Razones Gas en solucin Petrleo y Gas liberado Petrleo y los volmenes delas fases lquidas.

b. Factores volumtricos, gravedad del petrleo fiscal y razones Gas Petrleo del separador a condiciones fiscales, para diferentes presiones del separador.

c. Presin del punto de burbujeo de los fluidos del yacimiento.

d. Compresibilidad del petrleo saturado a condiciones del yacimiento.

e. Viscosidad el petrleo a condiciones del yacimiento como funcin de presin.

f. Anlisis fraccional de una muestra de gas obtenida de la cabeza del pozo y del fluido saturado a condiciones de yacimiento.

Para un anlisis preliminar de un yacimiento y si no se disponen de datos de

laboratorio generalmente puede hacerse estimaciones razonables a partir de correlaciones

empricas basadas en datos fciles de obtener. Estos datos incluyen gravedad, del petrleo

fiscal, gravedad especfica del gas producido, razn gas petrleo al comienzo de la produccin, viscosidad del petrleo fiscal, temperatura del yacimiento y posicin inicial del

mismo.

Las variaciones en las propiedades de un fluido del yacimiento, de varias muestras

obtenidas en diferentes partes del yacimiento, son pequeas y no exceden a las variaciones

inherentes a las tcnicas de muestreo y anlisis esto sucede en la mayora de los

yacimientos. Por otra parte en algunos yacimientos, particularmente en aquellos con

grandes volmenes 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 composicin constante (masa constante).


49

Hg Proceso

OIL

Proceso

Hg

OIL Proceso

Proceso

GAS

GAS

Proceso

OIL

Hg

GAS

OIL

GAS

Hg

OIL

Hg

Pb=Pr P2 P3 P4

HgHg

OIL Proceso

OIL

Proceso

Proceso

GASGAS

ProcesoOIL

Hg

GAS

OIL

GAS

Hg

OIL

Hg

Pb PL--Pc

Removemos Gas

2. Proceso a volumen constante.

3. Proceso de liberacin diferencial (petrleo negro).

2.6.1.1.- Proceso a composicin constante: La composicin 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 lquido y volmenes de gas.

2.6.1.2 Proceso a Volumen constante: (Procedimiento para gas y petrleo voltil). Se

carga cada celda con un volumen suficiente de fluido, primero aumentamos el tamao de la

celda,(sacamos un volumen de mercurio) a ese gas de expansin se lo retira y se mide su

masa su composicin.

2.6.1.3. Proceso de Liberacin diferencial:


50

HgHg

OILProceso

OIL

Proceso

Proceso

GAS

Proceso

OIL

Hg

GAS

OIL

Hg

OIL

Hg

Pb Presin constante

Removemos todo el Gas

(Para petrleo negro). En este tipo de prueba se baja la presin de cada celdas se extrae

todo el gas que se expanda. Para que la prueba tengas valores de la ecuacin de estado hay

que calibrar con la ecuacin de estado.

Referencias Bibliogrficas

Reservoir Engineering - Tarek Ahmed, 1946

Manual de Explotacin de Yacimientos de Gas y Condensado y de Petrleo

voltil - SPE filial Bolivia, 2000

Gas Production Operations - H. Dale Beggs, 1984

Ingeniera Aplicada de Yacimientos Petrolferos - 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.


51

Petroleum Engineering Tool Kit , Programs for Spreadshee,Software, Doug

Boone & Joe Clegg.

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