Clasificacin de los Fluidos en el Reservorio----------------------------------------------------25

2 Clasificacin de los fluidos en el Reservorio2.1 Introduccin

Las acumulaciones de gas y de petrleo ocurren en trampas subterrneas formadaspor caractersticas estructurales, estratigrficas o ambas. Por fortuna, estas acumulaciones se presentan en las partes ms porosas y permeables de los estratos, siendo estosprincipalmente areniscas, calizas y dolomitas, con las aberturas nter granulares o con espacios porosos debido a diaclasas, fracturas y efectos de soluciones. Por lo que unyacimiento est definido, como una trampa donde se encuentra contenido el petrleo, elgas, o ambas como mezclas complejas de compuestos, como un solo sistema hidrulicoconectado cuyas caractersticas no solo depende de la composicin sino tambin de la presin y temperatura a la que se encuentra. Muchos de los yacimientos de hidrocarburos sehallan conectados hidrulicamente a rocas llenas de agua, denominadas acuferos, como tambin muchos de estos yacimientos se hallan localizados en grandes cuencassedimentarias 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 relacin PVT.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 loscomponentes livianos. De all la temperatura crtica de la mezcla de un hidrocarburopredominantemente 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 PetrleoVoltil

Gas y Condensado

Gas seco

C1 45.62 64.17 86.82 92.26C2 3.17 8.03 4.07 3.67C3 2.10 5.19 2.32 2.18C4 1.50 3.86 1.67 1.15C5 1.08 2.35 0.81 0.39C6 1.45 1.21 0.57 0.14

C7+ 45.08 15.19 3.74 0.21PM C7+ 231.0 178.00 110.00 145.00

Dens. Relativa 0.862 0.765 0.735 0.757

Color del Lquido

NegroVerdoso

AnaranjadoOscuro

Caf Ligero Acuoso

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 lquido son producidos a razones diferentes a la combinacin original, resultando un cambio en la composicin delfluido. La segregacin gravitacional de las dos fases con diferentes densidades tambinpodra inhibir el contacto entre las dos fases previendo el equilibrio en el reservorio.

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Los reservorios de hidrocarburos son clasificados de acuerdo a: La composicin de la mezcla de hidrocarburos en el reservorio.La presin 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 del 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. Estosdiagramas son esencialmente utilizados para:

Clasificar los reservorios. Clasificar naturalmente el sistema de hidrocarburos.Describir el comportamiento de fases del fluido.

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. Lasegunda llamada regin de gases, se encuentra fuera de la fase envolvente y esta a laderecha de la isoterma crtica; La tercera y ltima, encerrada por la fase envolvente, seconoce 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 calidad, 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, lacricondentrmica y la cricondenbrica, las cuales son la temperatura y la presin mximas, respectivamente, que en la mezcla de hidrocarburos pueden permanecer en dos fases en equilibrioi.

Para un mejor entendimiento de la Figura 2.1 se darn todas las definiciones y algunos conceptos bsicos asociados con el diagrama de fases.

2.2.1- Propiedades intensivas.- Denominados a aquellos que son independientes de lacantidad 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 laspropiedades intensivas de las fases lquidas y gaseosas son idnticas, donde cuyacorrespondencia es la presin y temperatura crtica.

2.2.3- Curva de Burbujeo (ebullicin) .- Es el lugar geomtrico de los puntos, presintemperatura, para los cuales se forma la primera burbuja de gas, al pasar de la fase 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 todoel sistema excepto en una cantidad infinitesimal de gas.

El yacimiento de punto de burbujeo se considera cuando la temperatura normal estdebajo de la temperatura crtica, ocurriendo tambin que a la bajada de la presin alcanzar el punto de burbujeo.

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Figura 2.1 (Diagrama de fase (Presin Temperatura))

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 reginde vapor a la regin de las dos fases. El punto de roco es anlogo al punto deburbuja, siendo el estado en equilibrio de un sistema que est compuesto de petrleoy gas, lugar en la cual el gas ocupa prcticamente todo el sistema dando excepcin acantidades 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 unlquido y su vapor.

2.2.7- Cricondenterma .- Es la mxima temperatura a la cual pueden coexistir enequilibrio un lquido y su vapor.

2.2.8- Zona de Condensacin Retrgrada .- Es aquella cuya zona est comprendidaentre los puntos de las curvas cricondenbar y cricondenterma (punto crtico y puntode roco), y que a la reduccin de presin, a temperatura constante, ocurre unacondensacin.

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 degas o vapor a distintas condiciones de presin y temperatura, en un fluido no

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saturado, la disminucin de la presin no causa liberacin de gas existentes en solucin en el fluido.

2.2.11-Petrleo Supersaturado.- Es aquel fluido que a condiciones de presin ytemperatura que se encuentra, tiene una mayor cantidad de gas disuelto que el quele correspondera en condiciones de equilibrio.

2.2.12-Saturacin crtica de un Fluido.- Es la saturacin mnima necesaria para queexista escurrimiento de dicho fluido en el yacimiento.

Inicialmente toda acumulacin de hidrocarburos tiene su propio diagrama de fasesque depende slo de la composicin de la mezcla. De acuerdo a esto, los yacimientos dehidrocarburos se encuentran inicialmente, ya sea en estado monofsico (A, B, y C) o enestado bifsico (D), de acuerdo con la composicin relativa de sus presiones y temperaturasen los diagramas de fases.

Cuando la presin y la temperatura iniciales de un yacimiento caen fuera de la reginde 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 puntocricondentrmico.

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 reginde dos fases pueden comportarse:

1.- Como yacimientos de petrleo saturado, donde, existe una zona de petrleo con uncasquete 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 deburbujeo (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 losyacimientos de acuerdo a las caractersticas de los hidrocarburos producidos y a lascondiciones bajo las cuales se presenta su acumulacin en el subsuelo. As, tomando encuenta las caractersticas de los fluidos producidos, se tienen reservorios de:

Reservorio de PetrleoReservorio de Gas

2.3.1.- Reservorio de PetrleoSi 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

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presin inicial del reservorio , los reservorios de petrleo pueden ser subclasificados en las siguientes categoras:

1P

2.3.1.1. Reservorio de Petrleo Subsaturado

Si la presin inicial del reservorio Pi, es mayor a la presin de burbuja estamos frentea un reservorio subsaturado la cual est representada en la Figura 2.2 por el punto 1, la cual es 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 est en el punto de burbuja del fluido del reservorio, como mostramos en la Figura 2.2, punto 2, el reservorio es llamado reservoriosaturado de petrleo.

2.3.1.3.- Reservorio con Capa de Gas

Si la presin inicial del reservorio es menor que la presin en el punto de burbuja delfluido del reservorio, como indica en el punto 3 de Figura 2.2, el reservorio es predominadopor 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.

Figura 2.2 (Diagrama de Fase (Presin y Temperatura))

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

Petrleo negroPetrleo de bajo rendimiento Petrleo de alto rendimiento (voltil)Petrleo cerca al punto crtico

2.3.2.- Petrleo Negro

El diagrama de fase nos muestra el comportamiento del petrleo negro en la Figura2.3, en la cual se debe notar qu lneas de calidad son aproximadamente equidistantes

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caracterizando este diagrama de fase de petrleo negro. Siguiendo la trayectoria de lareduccin de presin indicada por la lnea vertical EF, la curva de rendimiento de lquidomostrado en la Figura 2.4, que es el porcentaje de volumen lquido en funcin de la presin.La curva de rendimiento de lquido se aproxima a la lnea recta, excepto las presiones muybajas. Cuando el petrleo negro es producido normalmente se tiene una relacin gas petrleo entre 200 1500 PCS/STB y la gravedad del petrleo esta entre 15 40 API. En el tanque de almacenamiento el petrleo normalmente es de color marrn a verde oscuro.

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

Figura 2.4 (Curva del rendimiento lquido 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 Figura2.5. El diagrama es caracterizado por las lneas de calidad que estn espaciadas estrechamente cerca de la curva de roci. En la curva de rendimiento de lquido (Figura 2.6)se muestra las caractersticas 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/STBRelacin Gas Petrleo menor que 200 pcs/STBGravedad del petrleo menor que 35 APIColoracin negro

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Recuperacin substancial de lquido a condiciones de separacin como esindicado por el punto G sobre el 85% de lnea de calidad 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 Figura2.7. Observndose que las lneas de calidad estn juntas y estrechas cerca del punto de burbuja y estn ms ampliamente espaciadas a bajas presiones. Este tipo de petrleo escomnmente caracterizado por un alto rendimiento de lquido inmediatamente por debajo del punto de burbuja como es mostrado en la Figura 2.8. Las otras propiedadescaractersticas de este petrleo comprenden:

Factor volumtrico de la formacin menor que 2 bbl/STB Relacin Gas Petrleo entre 2000 3200 PCS/STBGravedad del petrleo entre 4,5 55 API Baja recuperacin de lquido a las condiciones de separador como es indicadoen el punto G en Figura 2.7.Color verdoso para naranja

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Figura 2.7 (Diagrama de fase para petrleo voltil de alto rendimiento)

Figura 2.8 (Curva de rendimiento de liquido para petrleo voltil)

2.3.5.- Petrleo Cerca al punto crtico

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 comopetrleo cerca al punto crtico. Porque todas las lneas de calidad convergen al punto crtico, una cada de presin isotrmica (como se muestra en la lnea vertical EF, Figura 2.9), puedellevar del 100% de petrleo del volumen poral de hidrocarburo a condiciones iniciales al 55% de petrleo al punto de burbuja si decae la presin en un valor de 10 a 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 ms de 3000 PCS/STB con un factor volumtrico mayor a 2.0 bbl/STB. Las composicionesde 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.

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Figura 2.9 (Diagrama de fase para petrleo cerca al punto crtico)

Figura 2.10 (Curva de rendimiento de lquido para petrleo cerca al punto crtico)

2.4.1.- Reservorio de Gas

Con el advenimiento de las perforaciones profundas han sido descubierto yacimientosde gas a alta presin con propiedades materialmente diferentes de aquellos yacimientos de gas seco anteriormente encontrados. El fluido del yacimiento esta compuestopredominantemente por metano, pero se encuentra cantidades considerables de hidrocarburos pesados.

Si la temperatura de reservorio es mayor que la temperatura crtica del fluido, el reservorio es considerado un reservorio de gas. Los reservorios que producen gas naturalpueden ser clasificados, esencialmente, en cuatro categoras y estas son:

2.4.2.- Reservorio de Condensacin Retrgrada de Gas

Si la temperatura del reservorio Tr est entre la temperatura crtica Tc y la cricondentrmica Tct del fluido el reservorio, es clasificado como reservorio de condensacinretrgrada.

El fluido existe como un gas a las condiciones iniciales del reservorio, cuando la presin de reservorio declina a una temperatura constante, la lnea del punto de roco es

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cruzada y se forma el lquido en el reservorio. Este lquido tambin se forma en el sistemade tubera en el separador debido al cambio de presin y temperatura. ii.

Considrese que las condiciones iniciales de un reservorio de condensacinretrgrada de gas es presentado por el punto 1 del diagrama de fases (presin temperatura) de la Figura 2.11, la presin del reservorio est por encima de la presin del punto de roco, el sistema de hidrocarburo, el reservorio muestra una fase simple (fase vapor). Cuando la presin de reservorio declina isotrmicamente durante la produccin, lapresin inicial (punto 1) cae al (punto 2) que es la presin declinada y esta por encima del punto de roco; existe una atraccin entre molculas de los componentes livianos y pesados,ocasionando su movimiento por separado, esto origina que la atraccin entre los componentes ms pesados sean ms efectivos de esta manera el lquido comienza a condensarse.

Este proceso de condensacin retrgrada, contina con la precisin decrecienteantes de que llegue a su mximo condensacin de lquido econmico en el punto 3. Lareduccin en la presin permite a las molculas pesadas comenzar el proceso devaporizacin normal. Este es un proceso para lo cual pocas molculas de gas golpean la superficie lquida y causan que ms molculas entren a la fase lquida. El proceso devaporizacin continua cuando la presin de reservorio est por debajo de la presin de roci.

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

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 gascondensado 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 puntocrtico, 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 isotermalde presin.

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

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Figura 2.12 (Diagrama de fase para reservorio de gas condensado cerca del punto crtico)

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 lacricondetrmica 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 degas declinar..El gas entra en la regin de dos fases, en 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 detemperatura y su cambio subsiguiente para lquido a travs de fuerzas atractivas entre molculas.

Cuando estos fluidos llevados a superficie entran en la regin de dos fases, generando relaciones gas petrleo entre 50000 y 120000 PCS/ BBLS, l liquidorecuperable tiende a ser transparente, con densidades menores de 0.75 gr/cm3 .iii y loscontenidos de licuables en el gas son generalmente por debajo de los 30 Bbls/MMPC. Estosyacimientos se encuentran en estado gaseoso cuya composicin predomina un altoporcentaje de metano que se encuentra entre 75-90 % aunque las cantidades relativas de los componentes ms pesados son mayores que en el caso del gas seco.

Figura 2.13 (Diagrama de fase para reservorio de gas hmedo)

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Clasificacin de los Fluidos en el Reservorio----------------------------------------------------36

2.4.5.- Reservorio de Gas-Seco

Este ltimo tipo de reservorio es lo que se conoce como reservorio de gas seco, cuyodiagrama 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 reservorioentran 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 ensistemas de hidrocarburos que produzcan con relaciones gas petrleo mayores de 120000PCS/ Bbls se considera gas seco. 1

Figura 2.14 (Diagrama de fase para reservorio de gas Seco)

2.5 Correlaciones para determinar el punto de Roco

En un desarrollo o explotacin de un campo gasfero es muy importante conocer lapresin de roco para evitar los problemas de condensacin retrgrada, ya que el mismosobre lleva una mala explotacin del reservorio y por ende una baja recuperacin decondensado con incidencias econmicas no recomendables. Por lo tanto, para explotar un reservorio gasfero la presin de reservorio no deber caer por debajo de la presin de roco debido a la condensacin del gas en el reservorio. Si la presin de reservorio es igual a lapresin de roco se debera realizar una inyeccin de gas seco para bajar el punto de roco.

Para la determinacion del punto de roco existen dos correlaciones existente en la industria petrolera una correlacin esta hecha en base a la composicion de fluido y a laspropiedades del c7+ La segunda correlacin basada en los datos de produccin de reservorio usualmente disponible. Pero ninguna de estas correlaciones remplazara al estudio PVT de losfluidos si se dispone de ellas, las mismas que debern ser analizadas para ver el grado de representatividad del fluido.

2.5.1.- Determinacin del punto de roco con la composicin del gas

La prediccin de la presin de roco no es ampliamente practicado debido a la complejidad del comportamiento de la fase retrgrada, es necesario la determinacinexperimental de la condicin del punto de rocoiv.Sage y Olds, y Et al presentaron distintascorrelaciones para determinar la presin de roci para varios sistemas de condensado.

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La presin de punto de roco es estimada utilizando la correlacin generada por Nemeth y Kennedy, que utiliza la composicin y temperaturav. Esta se describe como esa presin en la cual los fluidos condensados iniciaran la cada de la primera gota de lquidofuera de la fase gaseosa.

KMJMIMHLGLFLETD

CMethCDenCBNHexNPenIPenBut

NIButpropEthMethSHCONA

pd3232

100/7100/

*******

)002,0(%%*7*%%%)

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

exp D

onde: A = *10^-2 B = 6,62597280623054,2

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 xK = 10,746622 L = 77 MWCC

M = 0001,077 DenCMWC

=7DenC 7%%*7342,0%*7217,0%*7068,0%*6882,0

CNDecNNonNOctNHep

=7MWC 7%%*3,142%*3,128%*2,114%*2,100

CNDec

NNonNOctNHep

= 7%C NDecNNonNOctNHep %%%%

= 7C 100% 7CLa 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 ms 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 ms 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 deno 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 lapresin inicial de reservorio 3916 psi gravedad API en el tanque es 58 Tr = 200 oF.

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Clasificacin de los Fluidos en el Reservorio----------------------------------------------------38

71189.0%%*7342,0%*7217,0%*7068,0%*6882,0

77 CNDecNNonNOctNHep

CDen

KMJMIMHLGLFLETD

CMethCDenCBNHexNPenIPenBut

NIButpropEthMethSHCONA

pd3232

7

*******

)002,0(%%*7*%%%)

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

exp =2334

psi

04.121%%*3,142

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

NNonNOctNHepMWC

2.5.2.- Determinacin del punto de roco basado en datos de produccin de campo.Esta correlacin est basada en un paper presentado en Calgary Canad (SPE 75686)

Denominada Correlacin para determinar la presin de roco y C7+ para reservorio de Gas Condensado en base a pruebas de produccin. y parmetros que usualmente se dispone.

Este mtodo primeramente se basa en calcular el %C7+ en funcin a la relacin deGas/Condensado en la teoria el autor presenta dos correlaciones las cuales son:

Primera Correlacin %C7+ =f(GCR) %C7+ =(GCR/70680)-0.8207

Segunda Correlacin %C7+ =f(GCR, SGg) %C7+ =10260*(GCR*SGg)-0.8499

Correlacin del punto de Roco Pd = f(GCR, %C7+,API, Tr)

75 7*6*43

7

2

*8**1kk CkTrK

K

K

d APIKCGCRKp

Los valores de las constantes son las siguientes:

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Clasificacin de los Fluidos en el Reservorio----------------------------------------------------39

Nomeclatura%C7+ Porcentaje de heptano superior Pd Presin de roco ( psi ) GCR Relacin Gas Condensado (pc/bbl) SGg Gravedad especifica del gas del separador aire=1 Tr Temperatura de Reservorio (oF ) Ki Coeficiente de regrecin

Ejercicio No2 determinar la presin de roco con los siguientes datos de produccin Tr =183 F Relacin Gas/Condensado 42711pc/bbls, API 58.8, SGg=0.65

2.6 Pruebas PVT

Los fluidos encontrados en yacimientos petrolferos son esencialmente mezclas complejas de compuestos hidrocarburos, que contienen con frecuencia impurezas comonitrgeno, 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 completamentediferente a su composicin a condiciones del yacimiento, debido principalmente a la liberacin de la mayor parte del metano y etano en solucin y a la vaporizacin de fraccionesde propanos, butanos y pentanos a medida que la presin disminuye al pasar de condicionesdel yacimiento a condiciones atmosfricas normales.

Existen dos mtodos de obtener muestras de fluidos del yacimiento:

Muestreo de Fondo

Se baja un equipo especial de muestreo dentro y hasta el fondo del pozo, sujetadopor un cable con el muestrador, a pozo cerrado, luego se deja fluir el pozo a bajos caudales para muestrear a condiciones de reservorio.

Muestreo de Superficie

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 yacimiento, preferiblemente en el primer pozo, para que en esta forma la muestra sea representativadel fluido original que se encuentra en el yacimiento. La composicin del fluido obtenidoen 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 lamuestra, ser imposible obtener muestras respectivas de fluidos del yacimiento.Kennerly y Reudelhumber, recomiendan un procedimiento para acondicionardebidamente el pozo. La informacin obtenida del anlisis de una muestra de fluidoincluye generalmente los siguientes datos:

a. Razones Gas en solucin Petrleo y Gas liberado Petrleo y los volmenesde las fases lquidas.

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Clasificacin de los Fluidos en el Reservorio----------------------------------------------------40

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 del petrleo a condiciones del yacimiento como funcin de lapresin.

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 correlacionesempricas basadas en datos fciles de obtener. Estos datos incluyen gravedad del petrleo fiscal, gravedad especfica del gas producido, razn gas petrleo al comienzo de laproduccin, viscosidad del petrleo fiscal, temperatura del yacimiento y posicin inicial delmismo.

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 variacionesinherentes a las tcnicas de muestreo y anlisis, esto sucede en la mayora de losyacimientos. Por otra parte, en algunos yacimientos, particularmente en aquellos congrandes volmenes de arena, las variaciones en las propiedades de fluidos sonconsiderables.

2.6.1 TIPOS DE PRUEBAS PVTLas pruebas de PVT pueden realizarse de 3 maneras:1. Proceso a composicin constante (masa constante).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, secarga a la celda una cantidad de fluido, se expande la celda o el mercurio, se agita para alcanzar equilibrio y al aumentar el volumen el gas se va liberando. Luego se miden las variaciones de lquido y volmenes de gas.

Hg Proceso

OIL

Proceso

Hg

OIL Proceso

Proceso

GASGAS

Proceso

OIL

Hg

GAS

OIL

GAS

Hg

OIL

Hg

Pb=Pr P2 P3 P4

40

Clasificacin de los Fluidos en el Reservorio----------------------------------------------------41

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 lacelda,(sacamos un volumen de mercurio) a ese gas de expansin se lo retira y se mide sumasa su composicin.

HgHg

OIL Proceso

OIL

Proceso

Proceso

GASGAS

ProcesoOIL

Hg

GAS

OIL

GAS

Hg

OIL

Hg

Pb PL--Pc

Removemos Gas

2.6.1.3. Proceso de Liberacin diferencial:(Para petrleo negro). En este tipo de prueba se baja la presin, de cada celda se extraetodo el gas que se expanda. Para que la prueba tenga valores de la ecuacin de estado hayque calibrar con la ecuacin de estado.

HgHg

OILProceso

OIL

Proceso

Proceso

GAS

Proceso

OIL

Hg

GAS

OIL

Hg

OIL

Hg

Pb Presin constante

Removemos todo el Gas

41

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

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.

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

Boone & Joe Clegg.

i Manual de Explotacin de Yacimientos de Gas y Condensado y de Petrleo voltil, SPE filial Bolivia, 2000, Pg.22ii Gas Production Operations, H. Dale Beggs, 1984,

iii Manual de Explotacin de Yacimientos de Gas y Condensado y de Petrleo voltil, SPE filial Bolivia, 2000, pag.24

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

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