diagramas pvt de yacimientos

Necesidad de estudiar las propiedades físicas de las mezclas naturales de hidrocarburos en función de la presión y la temperatura.

Propiedades de las sustancias:•Noción del estado de agregación; Sólido, líquido o gaseoso.•Diagrama presión-volumen (ecuación de Clapeyron: PV=NRT)•Continuidad del estado liquido al estado gaseoso•Coeficientes de:

-Compresibilidad isotérmica: Co= -1/v(dv/dp)T=Cte-Expansión térmica isobárica: β=1/v(dv/dT)p=Cte

COMPORTAMIENTO GENERAL DE LOS FLUIDOS

COMPORTAMIENTO GENERAL DE LOS FLUIDOS

LOS FLUIDOS

El petróleo y el gas son mezclas; pero antes de definirlos haremos algunos repasos.

Los fluidos pueden ser cuerpos puros (constituidos por moléculas idénticas) o mezclas (constituidos por moléculas diferentes).

LOS FLUIDOS

Por el término Fase o estado de agregación se puede definir cualquier parte distinta homogénea y física de un sistema el cual es separado a otras partes del sistema definido por superficies límites. Por ejemplo se puede citar el hielo, agua líquida y el vapor de agua que forman las tres fases.El comportamiento de los hidrocarburos en cuanto a los cambios de presión y temperatura se explica como la mejor consideración de comportamiento individual de las moléculas.Tres factores son importantes en el comportamiento físico de las moléculas:La presión- es el reflejo en el número de moléculas presentes y su moción (movimiento), La Temperatura- es el reflejo de la energía cinética de las moléculas, la atracción molecular y repulsión.Las fuerzas de atracción y repulsión son las fuerzas intermoleculares.

Diagrama de fase para sustancias puras

Tc

Pc

Líquido

Gas

T

Sólido

C

Línea de p

resión de v

apor

Temperatura

Pre

sión

psi

a

C- punto críticoT- punto triplePc y Tc- Temperatura y presión crítica

Lín

ea M

elti

ng

poi

nt

(fu

nd

ició

n)

Presión de vapor para sustancias o cuerpos puros

Ecuación de Clausius- Clapeyron- expresa la relación entre la presión de vapor y la temperatura.

dpv/dT=Lv/T(VMg – VML)

Lv- es la cabeza de vaporización de un mol de líquidoT- temperatura absolutaVMg y VML – representa el cambio de volumen de un mol al paso de líquido a

gas

Resultado de combinación e integración de ecuaciones PvVMg= RT gas idealln Pv= -Lv/R (1/T) +C, donde C es una constante de integración

ln Pv2/ Pv1 = Lv/R (1/T1-1/T1), ploteo logaritmico- línea recta, donde C-intecepto y -Lv/R la pendiente

Yacimientos de Hidrocarburos

La mejor forma de observar los cambios de fases de las mezclas de hidrocarburos que se presentan naturalmente en yacimientos de petróleo y gas es a través de un diagrama Presión-Temperatura (P-T).

Caracterización termodinámica de yacimientos de Hidrocarburos

PUNTO DE BURBUJA es la presión a la cual aparece la primera burbuja de gas, por lo que la mezcla de hidrocarburos en fase líquida esta en equilibrio con una cantidad infinitesimal (burbuja) de gas (Pb).


PUNTO CRITICO es el punto de presión y temperatura a la cual las propiedades intensivas (aquellas que no dependen de la masa: densidad, viscosidad, etc.) del gas y líquido son iguales. Por lo que no se pude diferenciar entre una fase gas o líquido (Tc).

PUNTO DE ROCIO es la presión a la cual aparece la primera gota de líquido, por lo que la mezcla de hidrocarburos en fase gaseosa esta en equilibrio con una cantidad infinitesimal (gota) de líquida (Pr).

CRICONDERTÉRMICO ( Cricondenterma o Cricondentherm) es la máxima temperatura a la cual pueden coexistir la fase líquida y gas en equilibrio (Tcd).


La posición relativa de los puntos cricondertérmico y cricondembárico respecto al punto critico dependerá de la composición del fluido

CRICONDEMBÁRICO (Criconderbar) es la máxima presión a la cual pueden coexistir la fase líquida y gas en equilibrio (Tcb)

Clasificaciónde los Yacimiento en base a la mezcla de Hidrocarburos

Clasificación de los yacimientos en base a la mezcla de hidrocarburos

YACIMIENTOS DE GAS

GAS SECO

GAS HUMEDO

GAS CONDENSADO

YACIMIENTOS DE PETROLEO

PETROLEO DE ALTA VOLATILIDAD O CUASI-CRITICO

PETROLEO DE BAJA VOLATIDAD ( Crudo negro )

Liviano

Mediano

Pesado

Extra-Pesado

Volátil

La mezcla gaseosa permanece en fase gaseosa condiciones de yacimiento y superficie.

La temperatura del yacimiento y separadores es mayor que la del Cricondertérmico, (Ty y Tsep >Tcd)

El gas esta compuesto principalmente de C1 > 90% y no-

hidrocarburos tales como N2 y CO2,

con pequeñas cantidades de pentano y más pesados, %C5 < 1%.

La obtención de líquidos del gas producido sólo se alcanza a temperaturas criogénicas.

Yacimiento de Gas Seco

La mezcla de hidrocarburos permanece en estado gaseoso en el yacimiento, desde el punto 1 al 2 en el diagrama de fases.

Tienen un mayor porcentaje de intermedios y pesados que los gases secos

La temperatura del yacimiento es mayor que la del Cricondertérmico.

A las condiciones de superficie forma una cantidad de liquido del orden 10 a 20 BN/MMPCN

El líquido producido es incoloro con gravedad API mayor a 60º.

Yacimiento de Gas Húmedo

1

Yacimiento de Gas Condensado

La mezcla de hidrocarburos permanece en estado gaseoso en el yacimiento.

La temperatura del yacimiento tiene un valor entre la temperatura crítica y la cricondentérmica (Tc<Ty <Tcd).

La concentración de C7+ es generalmente menor al 12,5% molar. Excepcionales casos reportan valores mayores al 15,5% molar o menor al 10% molar.

El gas puede presenta condensación retrograda durante el agotamiento isotérmico de presión.

El condensado producido se asume que no fluye debido a su baja saturación por lo que no es posible recuperarlo. Sin embargo, estudios* han demostrado que el mismo puede fluir a bajas saturaciones.

Debido a las reducciones de presión y temperatura, entra en la zona de dos fase para llegar a superficie con las siguientes características:

Relación Gas Petróleo (RGP): 3200 – 150000 PCN/BN. ºAPI del condensado 40º - 60º Color: incoloro-amarillo, y se reportan condensado negro.

* Danesh, A et al; SPE Res. Eng. Journal, 336-342, Aug., 1991

Yacimiento de Gas Condensado

La mezcla de hidrocarburos se encuentra inicialmente en estado líquido cerca del punto crítico.

La temperatura del yacimiento es ligeramente menor que la temperatura crítica de la mezcla de hidrocarburos.

La Relación Gas-Petróleo esta en el rango de 1750 a 3200 PCN/BN.

El petróleo de tanque tiene un color amarillo oscuro a negro y una ºAPI mayor a 40º.

Yacimiento de Petróleo de Alta Volatilidad (Cuasicríticos)

La mezcla de hidrocarburos se caracteriza por tener un alto porcentaje de C7

+ , mayor al 20%.

La temperatura del yacimiento es menor que la temperatura crítica de la mezcla de hidrocarburos.

La Relación Gas-Petróleo es menor a 1750 PCN/BN.

El petróleo de tanque tiene un color negro o verde oscuro con una ºAPI menor de 45º.

Yacimiento de Petróleo Baja Volatilidad

La clasificación de UNITAR para estos crudos es:

Livianos 30<ºAPI 40Medianos 20<ºAPI 30Pesados 10 ºAPI 20Extra-Pesados °API <10

Yacimiento de Petróleo Baja Volatilidad

Toma de Muestras

Tipo de estudio experimental a realizar

Selección del pozo

Acondicionamiento del pozo

Toma de muestra

Selección del tipo de muestreo y herramienta

TIPOS DE MUESTREOMUESTREO DE FONDO (Herramienta especial, SRS)

TIPOS DE MUESTREOMUESTREO DE FONDO

(Herramienta especial, SRS)

TIPOS DE MUESTREOMUESTREO DE FONDO (Herramienta especial, SRS)

TIPOS DE MUESTREOMUESTREO DE FONDO (Transferencia de muestras)

Análisis o Estudio PVT

Se llama análisis o estudio PVT, (Presión, Volumen y Temperatura) al conjunto de pruebas que se hacen el laboratorio para determinar las propiedades y su variación con presión de los fluidos de un yacimiento petrolífero. Para que un análisis PVT simule correctamente el comportamiento de un yacimiento es necesario que la muestra sea representativa del fluido (mezcla de hidrocarburos) original en el yacimiento.

ANÁLISIS o ESTUDIO PVT

PRUEBAS PVTExpansión a composición constante (Equipo con mercurio)

CELDA PVT

REGISTRADOR DE TEMPERATURA

BOMBA DE MERCURIO

PRUEBAS PVTEsquema Equipo, con Mercurio

PRUEBAS PVTEquipo libre de Mercurio

Monitor de Video

Bomba Dual de desplazamiento Positivo

Gasómetro

Separador Flash

Vial

Vial

Cilindro Conservador de

muestra

Adquisición de Datos

Sistema PVT

PRUEBAS PVTDetalles Equipo libre de Mercurio

Clasificación de los fluidos de los yacimientosClasificación de los fluidos de los yacimientosNecesidad de determinar:

-El estado en los cuales se encuentra el fluido en el reservorio-las propiedades de los fluidos in situ

Datos de base que permiten caracterizar los fluidos de un pozo1. Datos de producción

-densidad o gravedad APISi d > 0.8 (API < 45o) PetróleoSi d < 0.8 (API > 45o) Condensado

-Relación gas-liquidoRGP < 500 m3/m3 Petróleo500 < RGP < 1000 m3/m3 Petróleo o gas condensadoRGP > 1000 m3/m3 Gas condensado

-Composición química

Clasificación de los fluidos de los yacimientosClasificación de los fluidos de los yacimientos

Datos de base que permiten caracterizar los fluidos de un pozo

2. Clasificación de los fluidos con la ayuda del diagrama Presión-Temperatura

-Si Tc < Treservorio ….. Gascon Tc < Treservorio < Tcc ….. Gas condensadoTreservorio > Tcc ….. Gas seco o gas humedo

-Si Tc > Treservorio ….. Petroleo con gas disueltoPetróleos con contracción débilPetróleos con fuertes contracciones (volátiles)

3. Equilibrio bifásico en el reservorio: yacimiento de petróleo con capa de gas

Propiedades de los petróleosPropiedades de los petróleos

Las propiedades PVT de un petróleo bruto son obtenidas:

-Por leyes empíricas-Por medio de análisis de laboratorio-Por cálculos a partir de una ecuación de estado

Estudio individual

1-Leyes empíricas3-Cálculos a partir de una ecuación de estado

TIPOS DE YACIMIENTOS SEGÚN EL ESTADO DE SUS FLUIDOS

Bajo condiciones iniciales de yacimiento los fluidos están en una o dos fases. El estado o fase del fluido usualmente cambia con la presión, puesto que en general la temperatura permanece constante en un mismo yacimiento (Kobayashi, 1958).

De acuerdo al estado de los fluidos los yacimientos se clasifican en: Yacimientos de crudos negros, Yacimientos de crudos volátiles, Yacimientos de condensados, Yacimientos de condensación retrógrada y Yacimientos de gas.

Se han definidos bien estos cinco tipo de yacimientos de fluidos porque cada uno requiere de diferentes formas de aprovechamientos y explotación por parte de los ingenieros de reservorios y producción.

Los tipos de fluidos son un factor decisivo en muchas decisiones las cuales podrian estar hechas considerando los reservorios.

El método de muestreo, el tipo y forma de equipamiento de superficie, los procedimientos de cálculos para determinar el petróleo y gas place, las técnicas de predicción de las reservas de gas y petróleo, los planes de depleción, la selección del método de recuperación mejorada de petróleo, todos ellos dependen del tipo de fluidos de reservorios.

Tipos de fluido presente en el reservorio:

Petróleo Negro

Petróleo Volátil

Gas Retrógrado

Gas Húmedo

Gas Seco

Hay cinco tipos de fluidos

Hay cinco tipos de fluidos

CLASIFICACIÓN DE LOS YACIMIENTOS


Yacimientos de crudos negros:

Los hidrocarburos están inicialmente en una o en dos fases con la diferencia de que una menor cantidad de hidrocarburos pasará a la fase gaseosa con la producción de los fluidos (Fig.1 zona A).

Los yacimientos de petróleo negro se dividen en saturados cuando la presión de yacencia es menor que la de burbujeo y sub- saturados cuando esta presión es mayor que la de burbujeo (Roger et al 1989).

TIPOS DE YACIMIENTOS SEGÚN EL ESTADO DE SUS FLUIDOS Yacimientos de crudos volátiles: Los hidrocarburos están inicialmente en una

o dos fases (Fig. 1 zona B). La producción de ellos causará, que parte del fluido que estaba en fase líquida pase a gaseosa.

Los crudos volátiles contienen relativamente pocos moléculas pesadas y sí mucho más intermedias que el petróleo negro (definidas desde el etano hasta hexano).

Una pequeña reducción de la presión por debajo Pb en el (punto 2) causa una relativa gran cantidad de gas dentro del reservorio

se puede convertir con solo unos pocos de miles de psi por debajo de Pb en más del 50% de gas.

En estos casos por la gran extensión que pudiese ocupar el gas se requiere de prácticas específicas que aprovechen la energía del gas como fuerza de empuje del petróleo hacia los pozos (Roger et al. 1989).

Identificada-RGP de producción inicial-2000-3300 scf/STB

Es usada la ecuación de BM del Petróleo Negro, puesto que no hay trabajos bien desarrollados para esta.


Yacimientos de condensados: Los hidrocarburos están originalmente

en fase gaseosa por las características de presión y temperatura del sistema (Fig.1 zona C).

Sin embargo durante la producción, la presión decrece hasta alcanzar un valor característico (punto de rocío) y el gas comienza a condensarse. En estos yacimientos es conveniente inyectarle gas a fin de que permanezca la presión por encima del valor al cual ocurre la condensación y de esta forma minimizar la formación de líquidos en el yacimiento para aumentar la extracción de hidrocarburos, pero parte de ellos son recuperados como líquido y el resto como gas (Roger et al. 1989).

TIPOS DE YACIMIENTOS SEGÚN EL ESTADO DE SUS FLUIDOS • Yacimientos de condensación

retrógrada:

Si el fluido en un yacimiento condensado muestra que con el descenso de presión hay condensación de líquido y luego se produce re-evaporación se dice que el yacimiento es de condensación retrógrada.

• Yacimientos de gas: Los hidrocarburos se encuentran

en su fase gaseosa con la diferencia de que al producirlos no ocurre formación de líquidos por cambios de presión y temperatura. La producción de gas está relacionada con la presión de confinamiento (Fig. 1 zona D). (Roger et al. 1989).

Estudio PVT de crudos:

VOLATILESLIVIANOS MEDIANOSPESADOS

GASÓMETRO

CONEXIÓN A LA CELDA PVT

PRUEBAS PVTComposición de la muestra del yacimiento


P1>Pb

V1

Gasómetro

Gas

Ts, Ps

Gas

To, Po

Líquido

Líquido Residual

Alimentación

Primera Etapa a Condiciones

del Separador

Segunda Etapa aCondiciones Ambientales


TABLA 1. Composición de los fluidos del yacimiento a 149 °F .

Componente Gas% Molar

Líquido% Molar

Flujo. Total% Molar

Nitrógeno 0,260 0,010 0.150

Dióxido de carbono 21.580 0,090 11.880

Metano 64.795 0,670 35.840

Etano 9.590 0,280 5.390

Propano 1.140 0.140 0.690

I-Butano 0.280 0.090 0.200

N-Butano 0.560 0.240 0.420

I-Pentano 0.460 0.450 0.460

N-Pentano 0.250 0.320 0.290

Hexanos 0.515 1.840 1.120

Heptanos 0.337 3.140 1.610

Octanos 0.174 1.710 0.870

Nonanos 0.047 1.080 0.520

Decanos 0.010 0.530 0.250

Undecanos+ 0.002 89.410 40.310

Total 100,000 100,000 100,000

% Molar 54.84 45.16 100,000Peso molecular 25.41 570 271.33

PROPIEDADES DE UNDECANOS +

Gravedad específica a 60 °F 0,748 1,017 1,017Peso Molecular 170,34 626 626

PROPIEDADES DEL FLUIDO TOTAL

Peso molecular 271.33Relación gas-petróleo (PCN/BN) 279,8Gravedad específica del gas a 60 °F (aire = 1) 0,8773Gravedad API del petróleo de tanque a 60 °F 9,0

Componentes SímboloFracción

MolarMasa molar

Densidad (Kg/m3) Tc (ºC)

Pc (bar)

Vc (m3/Kg) Zc

Nitrógeno N2 0.0047 28.0134 1.2505 -146.9 33.96 0.004001 0.291

Dióxido de carbono CO2 0.0161 44.0073 1.9768 31.05 53.83 0.003835 0.276

Metano C1 0.3712 16.04 1.8779 -82 46.4 0.003221 0.29

Etano C2 0.0143 30.07 1.2243 32 48.8 0.002137 0.285

Estudio PVT de:

Gas Seco Gas Húmedo

PRUEBAS PVTConsistencia de resultados (Prueba de separadores)

Para las muestras tomadas en el separador, las condiciones de presión y temperatura de recombinación en el laboratorio deben ser iguales a las del separador.

Las condiciones de presión y temperatura del separador al momento de la toma de la muestra de gas debe ser igual a las del momento de la toma de la muestra líquida.

AJUSTE DE LAS ECUACIONES DE ESTADO

AJUSTE DE ECUACIONES DE ESTADO (EOS)

Los simuladores de fluidos comerciales más utilizados son PVTi --> Eclipse WINPROP --> Computer Modelling Group

Las ecuaciones de estado mas usadas son las ecuaciones de estado cúbicas, por ejemplo: Peng Robinson (PR).

Ajustar los parámetros de la EOS con la finalidad de reproducir las propiedades termodinámicas de la mezcla de hidrocarburos, tales como:

Presión de Saturación Bo vs Presión RGP vs Presión Z

Diagrama de fases de petróleo en aguas profundas

Importancia de los Análisis PVT

•Las leyes de la termodinámica son una herramienta básica que permiten predecir el comportamiento de los yacimientos petroleros.

•Los datos generados en los estudios PVT son utilizados en las simulaciones de yacimientos con lo cual se generan los esquemas óptimos de explotación.

ANÁLISIS PVT

PREGUNTAS

diagramas pvt de yacimientos

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