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ngeniería de Yacimientos I - 2015-I Modulo III PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DEL YACIMIENTO

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- Fluidos del yacimiento son mezclas de múltiples compuestos orgánicos
- El comportamiento de fases de una mezcla de hidrocarburos dependerá de la composición de dicha mezcla y la proporción de cada uno de sus componentes.
Comportamiento de Fases (Sistemas Multicomponentes)
Diagrama de Fases de un Sistema Sulticomponente
Línea de Punto de Burbujeo: Condiciones de P y T a las cuales se tiene solo 100% fase líquida y la primera burbuja de gas se libera de dicha fase líquida.
Línea de Punto de Rocío: Condiciones de P y T a las cuales se tiene solo 100% fase gaseosa y la primera gota de líquido se forma a partir de la fase gaseosa.
-Región de Dos Fases: Área delimitada por las líneas de burbujeo y rocío, en donde gas y líquido coexisten en equilibrio.
-Líneas de isocalidad: Condiciones de P y T con igual porcentaje volumétrico de líquido
-Punto Crítico (C): Condiciones de Presión y Temperatura a las cuales no se diferencian las fases líquidas y gaseosa
Línea de Rocío
Diagrama de Fases de un Sistema Sulticomponente
Punto Circondentérmico: Es la máxima temperatura por encima de la cual no se puede formar líquido, independientemente de la presión (Punto M).
Punto Cricondenbarico: Es la máxima presión por encima de la cual no se puede formar gas, independientemente de la temperatura (Punto N).
Línea de Rocío
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Comportamiento de Fases (Sistemas Multicomponentes)
- Mediante estos diagramas de fases, los yacimientos se pueden clasificar en dos grandes grupos
Yacimientos de Petróleo
Cuando la temperatura del yacimiento es menor que la temperatura crítica (Tc)
Yacimientos de Gas
Cuando la temperatura del yacimiento es mayor que la temperatura crítica (Tc)
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- A su vez, los yacimientos de petróleo se agrupan en dos (2) categorías, dependiendo de las condiciones de presión inicial:
Yacimiento Subsaturado: Se entiende por yacimiento de crudo subsaturado cuando la presión inicial (Pi) es mayor que la presión de burbujeo (Pb). A estas condiciones iniciales de P y T se tiene el fluido en fase líquida, pudiendo este disolver mayor cantidad de gas de la que existe disponible en el medio poroso. Es decir, a las condiciones de P y T existe un deficit de gas, por lo que el petróleo aún no está saturado.
Yacimiento Saturado: Cuando la cantidad de gas alcanza o excede el volumen máximo de gas que el líquido puede disolver a las condiciones de P y T, se dice que el crudo está saturado. Es decir, ya el líquido no puede disolver más gas a esas condiciones, por lo que se libera gas y se forma una capa de gas secundaria.
Yacimientos de Petróleo
La condición de saturación o subsaturación va a estar entonces determinada por dos factores: la presión de yacimiento y la cantidad de gas disponible en el medio poroso.
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a) Petróleo Negro (Baja Volatilidad)
Condiciones de P y T originales en punto A’
Hidrocarburo existe inicialmente en estado líquido. Mayor contenido de compuestos pesados ( C7 + > 40%)
Punto crítico a la derecha del Cricondenbárico y líneas de calidad muy cercanas a la línea de rocío
Presión declina hasta llegar a burbujeo. Gas en solución se libera y a las condiciones finales (F) se tiene un mayor porcentaje de líquido en el yacimiento ( > al 75%).
Igualmente en superficie se recupera un mayor porcentaje de líquido. (Bajas RGP, menores a 1000 PCN/BN; gravedades de 45° API o menos).
Alta recuperación de líquidos en superficie (más de 75%)
Tipos de Yacimientos de Petróleo
Línea de Rocío
Línea de Burbujeo
Tipos de Yacimientos de Petróleo (Cont)
Condiciones de P y T originales en punto A’
Hidrocarburo existe inicialmente en estado líquido.
Mayor proporción de componentes livianos
Tyac cercana a la TCritica
Presión declina hasta llegar a burbujeo. Gas en solución se libera y a las condiciones finales (F) se tiene un alto porcentaje de gas en el yacimiento.
Igualmente en superficie se recupera un gran porcentaje de gas (Altas RGP, 1000 – 8000 PCN/BN)
Gravedad API: Entre 45 – 60 °API
Menor recuperación de líquidos en superficie (alrededor de 50%).
Línea de Rocío
Línea de Burbujeo
Tipos de Yacimientos de Petróleo (Cont)
Condiciones de P y T originales en punto E
Hidrocarburo existe inicialmente en estado líquido.
Alta proporción de componentes livianos
Tyac muy cercana a la TCritica
Al bajar de Pb, se libera una gran cantidad de gas con pequeños cambios de presión (volatilidad muy alta / alta merma de líquido)
Altas RGP (2000 - 5000 PCN/BN).
Presión declina hasta llegar a burbujeo. Gas en solución se libera y a las condiciones finales (F) se tiene un alto porcentaje de gas en el yacimiento.
Gravedad API: Mayores a 50 °API
Línea de Rocío
Línea de Burbujeo
Condiciones de P y T originales en punto A
Hidrocarburo existe inicialmente en estado gaseoso.
Temperatura entre Tcritica y T Cricondentermica
Yacimiento (A-F): Declinación isotermica de la presión. En la trayectoria B-D se experimenta condensación retrógrada. Es decir, luego de la condensación al pasar el punto de rocío (B), existe revaporización del fluido del yacimiento (D).
Trayectoria A-A’ corresponde al comporta miento del fluido mientras asciende a superficie, a condiciones del separador (Declinación de P y T).
Posición del punto crítico en este tipo de yacimientos depende de la cantidad de componentes livianos en la mezcla.
RGL: 8.000 – 70.000 PCN/BN, Gravedad del líquido: 50 -60 °API
Línea de Rocío
b) Gas Húmedo
Condiciones de P y T originales en punto A
Hidrocarburo existe inicialmente en estado gaseoso.
Menor proporción de componentes pesados comparado con gas condensado
Tyac > T Cricondentermica
Yacimiento (A-F): Declinación isotermica de la presión. El fluido del yacimiento se mantendrá siempre en una sola fase (gaseosa). No hay condensación retrógrada.
Se obtienen menores volumenes de líquidos a las condiciones de separación (Trayectoria A-A’).
RGL: 60.000 – 100.000 PCN/BN, Gravedad del líquido: > 60 °API
Línea de Rocío
Línea de Burbujeo
c) Gas Seco
Condiciones de P y T originales en punto A
Hidrocarburo existe inicialmente en estado gaseoso.
Mayor proporción de componentes livianos (metano, etano, etc)
Tyac >> T Cricondentermica
No ocurre condensación de hidrocarburos ni en el yacimiento ni a nivel de superficie, a condiciones de separador.
RGL: Mayor a 100.000 PCN/BN
Línea de Rocío
Línea de Burbujeo
Gas Seco,
Gas Condensado,
Petróleo Negro,
Propiedades del Petróleo
Las propiedades de los diferentes crudos varían considerablemente, dependiendo básicamente de la composición y las condiciones de P y T existentes en el yacimiento.
donde:
ro: Densidad del crudo a T=60°F
rw: Densidad del agua a T=60°F
Gravedad Especifica (go): Se define como la relación de la densidad del crudo a la densidad del agua, ambas medidas a un T=60°F
Usualmente se emplea la gravedad en escala API:
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Propiedades del Petróleo
Presión de Burbujeo (Pb): Es la presión a la cual se libera la primera burbuja de gas desde la fase líquida. Es una función de la solubilidad del gas (Rs), gravedad especifica del gas (gg), gravedad API y temperatura.
Factor Volumétrico de Formación (Bo): Es la relación entre el volumen ocupado por una masa “m” de liquido (más su gas en solución) a la presión y temperatura del yacimiento, y el volumen q ocuparía esa misma masa “m”a las condiciones estándar (14.7 lpc y 60°F). Se define matemáticamente así:
donde:
Siempre Bo ≥ 1
Este incremento de volumen a las condiciones de P y T se debe a que el petróleo contiene gas en solución, el cual es más expansible y también debido a la mayor temperatura, lo cual ocasiona que el liquido se dilate.
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Propiedades del Petróleo
Bo incrementa debido a expansión del gas en solución
Para P<Pb, el líquido continua expandiendose, pero esta expansión es mínima comparada con el encogimiento debido a la liberación del gas en solución.
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Propiedades del Petróleo (cont.)
Vo: Volumen inicial de crudo
Compresibilidad Isotérmica: Es la variación de volumen que sufre el petróleo debido a una variación de la presión por unidad de volumen. Esta propiedad es importante en yacimientos subsaturados o de petróleo negro.
La compresibilidad es una medida de cuanto se expande el liquido, con su gas en solución, a medida que la presión disminuye en el yacimiento. Por lo tanto, está relacionada con el Factor Volumétrico (Bo) con la siguiente:
donde:
Bo: Factor Volumétrico del petróleo a P > Pb
Valida solo para p > pb
Factor Volumétrico para crudos subsaturados
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Propiedades del Petróleo
Relación Gas-Petróleo en Solución (Rs): Es el volumen de gas que se encuentra en solución en un barril de petróleo a ciertas condiciones de P y T. Es una función de presión, temperatura y de la gravedad del gas. Se mide en pies cúbicos normales de gas por cada barril normal de crudo (PCN / BN).
Rs permanece constante para p > pb (No hay liberación de gas)
Para p< pb, el gas sale de solución y la Rs disminuye progresivamente a medida que cae la presión
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Propiedades del Petróleo
Viscosidad (mo): La viscosidad del crudo va ser función de la presión, temperatura y cantidad de gas disuelto. Para p> pb, la viscosidad disminuirá levemente a medida que disminuye la presión, debido a que el gas en solución se expande y las distancias entre las moléculas se incrementan.
Cuando la presión cae por debajo de pb se inicia la liberación del gas, el líquido queda con componentes cada vez más pesados, por lo que la viscosidad tiende a incrementarse.
Viscosidad (cp)
Presión (lpc)
Propiedades del Gas Natural
Factor Volumétrico del Gas (Bg): Es la relación entre el volumen ocupado por una masa “m” de gas a las condiciones de P y T y el volumen que ocupa esa misma masa a las condiciones estándar (14.7 lpc y 60°F). Se define como:
donde:
Bg: Factor Volumétrico del Gas (BY/PCN)
Viscosidad del Gas (mg): La viscosidad del gas tiende a disminuir con la reducción de presión ya que la distancia intermolecular se reduce y existe mayor movilidad del fluido. Usualmente se determina por correlaciones empíricas.
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Análisis P.V.T (Presión-Volumen-Temperatura)
Se refiere a todas aquellas pruebas de laboratorio que se realizan a muestras de fluido representativas del fluido original del yacimiento, para determinar sus propiedades y la variación de estas con presión, a temperatura constante.
Para que un análisis PVT represente correctamente el comportamiento de los fluidos en el yacimiento, deben existir las siguientes condiciones:
- Muestra representativa del fluido original
Pruebas de consistencia y validación deben ser comprobadas.
El análisis PVT para la mayor parte de los crudos consiste en las siguientes pruebas:
Análisis composicional del gas y líquido, tanto para muestras tomadas en fondo como a nivel de separador.
Expansión a composición constante o liberación flash / instantánea (T constante)
Liberación Diferencial (T constante)
Prueba de Separador
Análisis P.V.T (Presión-Volumen-Temperatura)
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Análisis P.V.T (Presión-Volumen-Temperatura)
Expansión a Composición Constante (Liberación Flash):
En esta prueba la muestra de fluido se introduce en una celda PVT, a la temperatura del yacimiento y a una presión inicial mucho mayor que la de yacimiento. La presión es entonces reducida por etapas, mediante la variación del volumen ocupado por los hidrocarburos. En cada etapa se registra el volumen ocupado y la presión correspondiente.
La principal característica de esta prueba es que la composición total del sistema se mantiene constante, ya que no hay salida ni entrada de fluidos.
A la presión de burbujeo se determina el volumen (Vb) es cual se usa como volumen de referencia
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Análisis P.V.T (Presión-Volumen-Temperatura)
Esta prueba permite determinar:
Presión de Burbujeo (Pb)
Para cada volumen medido se determina el Volumen Relativo (Vrel).
donde:
Vb: Volumen en la celda a Pb
La densidad del crudo para p> pb se halla por medio de la siguiente expresión
donde:
Vrel: Volumen relativo a P
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Análisis P.V.T (Presión-Volumen-Temperatura)
Pb
Análisis P.V.T (Presión-Volumen-Temperatura)
Prueba de Liberación Diferencial:
En esta prueba la composición total del sistema varía durante el agotamiento de presión. En este caso, el gas que se libera en cada etapa de reducción de presión, es extraído de la celda.
La extracción del gas se realiza manteniendo la presión constante, mediante la reinyección de mercurio en la celda PVT, a una tasa igual que la de la extracción del gas. A este gas se le determina su composición (cromatografía del gas), factor de compresibilidad (z) y la gravedad especifica.
Los volúmenes de líquido remanente también son medidos en cada etapa
En esta prueba se determinan:
Factor Volumétrico del Petróleo (Bod)
Relación Gas disuelto-petróleo (Rsd)
Factor Volumétrico Total (Btd)
Gravedad del gas (gg)
Gravedad API del Crudo residual (14.7 lpc y 60°F)
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Análisis P.V.T (Presión-Volumen-Temperatura)
Análisis P.V.T (Presión-Volumen-Temperatura)
Prueba de Separador:
Es una prueba conducida para determinar los cambios en las propiedades de los fluidos a medida que estos pasen por los diferentes niveles de separación gas-líquido en superficie, para finalmente llegar al tanque de almacenamiento. Estos ensayos se realizan a diferentes condiciones de P y T de los separadores, de manera de optimizar la cantidad de petróleo recuperada en el tanque.
Las condiciones iniciales de la prueba son a la Presión de Burbujeo (Pb).
En esta prueba se determinan:
Factor Volumétrico del Petróleo a la Pb (Bob)
Relación Gas disuelto-petróleo a la Pb (Rsb)
Gravedad del gas (gg) y composición en cada etapa
Gravedad API del Crudo en el tanque (14.7 lpc y 60°F)
Pb,T
Vb
P1,T1
Análisis P.V.T (Presión-Volumen-Temperatura)
Prueba de Separador:
Análisis P.V.T (Presión-Volumen-Temperatura)
Toma de Muestras para análisis P.V.T: El mejor momento pata tomar una muestra representativa del fluido de un yacimiento es a las condiciones originales de P y T; es decir, se deberían tomar en los primeros días de producción en la medida posible
Si la presión del yacimiento ha declinado por debajo de Pb, ya no es posible tomar muestras representativas
Si el gas libre es inmovil (Sg<Sgc), entonces la muestra tiene en solución una cantidad de gas menor a la original, por lo tanto, el valor de Pb será subestimada.
Si el gas ha alcanzado y superado la Sgc, entonces la muestra tomada tendrá un exceso de gas (gas libre) y presentará una Pb mayor que la presión actual del yacimiento.
Un pozo óptimo para el muestreo debe tener la siguientes condiciones:
Alto índice de productividad (IP), con alta Pwf
Producción mínima de agua
Producción estable
RGP y gravedad API del petróleo producido debe ser representativa de los pozos vecinos
Evitar muestreo de pozos con CAP o CGP
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Análisis P.V.T (Presión-Volumen-Temperatura)
Consistencia de los resultados de un Análisis P.V.T:
Los datos reportados en un análisis PVT pueden estar sujetos a errores de medida en el laboratorio, por lo cual es necesario chequear o verificar su consistencia antes de usarlo en otros cálculos de yacimientos.
Las siguientes pruebas de consistencia son comunes:
Prueba de Densidad
Prueba de Balance de Materiales
Prueba de la Desigualdad
Análisis P.V.T (Presión-Volumen-Temperatura)
Consistencia de los resultados de un Análisis P.V.T:
Prueba de Densidad: Se debe cumplir que la densidad del petróleo saturado con gas a la presión de burbujeo de la prueba de liberación diferencial sea igual a la calculada a partir de la prueba de separador.
Esta prueba se considera válida si la diferencia entre ambos valores es menor al 5%
Donde:
rodb: Densidad del petróleo a Pb y T de la prueba diferencial
roSb: Densidad calculada a Pb y T con los datos de la prueba de separador
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Análisis P.V.T (Presión-Volumen-Temperatura)
Consistencia de los resultados de un Análisis P.V.T:
Prueba de Linealidad de la Función “Y”: Esta es una función adimensional la cual se emplea para suavizar los valores de volumen relativo obtenidos de la prueba a expansión constante, los cuales pueden tener algunas imprecisiones cerca de la Pb. Solamente se calcula para p < pb
Donde:
Vrel: Volumen relativo a P
La principal característica de esta función es que tendrá un comportamiento lineal cuando se tienen puros hidrocarburos en la muestra de fluidos analizada. La función “Y” tiende a perder el comportamiento lineal por las siguientes razones:
- Cuando existe un alto porcentaje de compuestos no hidrocarburos (CO2, H2S, N2)
- Imprecisiones en las mediciones del Vrel cerca de la Pb
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Análisis P.V.T (Presión-Volumen-Temperatura)
Consistencia de los resultados de un Análisis P.V.T:
Prueba de Desigualdad: Se debe cumplir en todo momento la siguiente desigualdad, tomando en consideración los datos experimentales de la prueba de liberación diferencial
Ejercicio: Verificar el cumplimiento de la prueba de desigualdad para el siguiente análisis PVT
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Análisis P.V.T (Presión-Volumen-Temperatura)
Correlaciones P.V.T
Cuando no se cuenta con informacion de las propiedades PVT a partir de analisis de laboratorio, se utilizan correlaciones empiricas, las cuales relacionan propiedades medidas en el campo, para poder obtener las propiedades PVT.
Donde:
p: Presión, lpca
T: Temperatura, °R
Análisis P.V.T (Presión-Volumen-Temperatura)
Rs: Relación gas disuelto-petróleo (PCN/BN)
psep: Presión del separador, lpca
Tsep: Temperatura del separador, °R
ggs: Gravedad específica del gas a la presión de referencia (100 lpc)
Valores de C1, C2 y C3 dependen del valor de °API
Relación Gas-Petróleo en Solución (Rs):
Vazquez y Beggs (1980)
Análisis P.V.T (Presión-Volumen-Temperatura)
Rs: Relación gas disuelto-petróleo (PCN/BN)
T: Temperatura, °R
go: Gravedad específica del petróleo
Factor Volumétrico de Formación (Bo):
Standing (1947, Para p ≥ pb)
Vazquez y Beggs (1980)
Presión de Burbujeo (Pb):
Densidad del gas (rg)
Propiedades del Gas Natural
Es la relación entre la masa de gas ocupando un volumen determinado, bajo condiciones específicas de presión y temperatura. Se obtiene partiendo de la Ecuación de Gases Ideales
donde:
P: Presión (lpca) T: Temperatura Absoluta, °R
V: Volumen (pie3) n: numero de moles de gas, lb-mol (n= m / M)
R: Constante Universal del Gas
- Raramente esta ley se cumple para los gases a nivel de yacimiento, debido a las altas presiones existentes, por lo cual la Ley del Gas Ideal se corrige utilizando el Factor de Compresibilidad o de Desviación del Gas (z)
z = 1 para un gas ideal
- El factor z dependerá de la presión, temperatura y composición del gas. Se obtiene a partir de mediciones de laboratorio o más usualmente por medio de correlaciones (Standing y Katz).
w
o
o
r
r
g