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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
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Clasificacin de los Fluidos en el
Reservorio----------------------------------------------------30
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
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Clasificacin de los Fluidos en el
Reservorio----------------------------------------------------31
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
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Clasificacin de los Fluidos en el
Reservorio----------------------------------------------------32
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.
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Clasificacin de los Fluidos en el
Reservorio----------------------------------------------------33
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:
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Clasificacin de los Fluidos en el
Reservorio----------------------------------------------------34
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.
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Clasificacin de los Fluidos en el
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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.
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Clasificacin de los Fluidos en el
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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
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Clasificacin de los Fluidos en el
Reservorio----------------------------------------------------37
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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Clasificacin de los Fluidos en el
Reservorio----------------------------------------------------38
38
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
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Clasificacin de los Fluidos en el
Reservorio----------------------------------------------------39
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
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Clasificacin de los Fluidos en el
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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,
-
Clasificacin de los Fluidos en el
Reservorio----------------------------------------------------41
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
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Clasificacin de los Fluidos en el
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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
-
Clasificacin de los Fluidos en el
Reservorio----------------------------------------------------43
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.
-
Clasificacin de los Fluidos en el
Reservorio----------------------------------------------------44
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,
-
Clasificacin de los Fluidos en el
Reservorio----------------------------------------------------45
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
-
Clasificacin de los Fluidos en el
Reservorio----------------------------------------------------46
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
-
Clasificacin de los Fluidos en el
Reservorio----------------------------------------------------47
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
-
Clasificacin de los Fluidos en el
Reservorio----------------------------------------------------48
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).
-
Clasificacin de los Fluidos en el
Reservorio----------------------------------------------------49
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:
-
Clasificacin de los Fluidos en el
Reservorio----------------------------------------------------50
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.
-
Clasificacin de los Fluidos en el
Reservorio----------------------------------------------------51
51
Petroleum Engineering Tool Kit , Programs for
Spreadshee,Software, Doug
Boone & Joe Clegg.