yacimientos de gas con dens ado

8/6/2019 Yacimientos de Gas Con Dens Ado

1/17

Yacimientos de Gas Condensado

Los yacimientos de Gas-Condensado se han formado a altas presiones y altas

temperaturas y por lo tanto se debera de encontrar a mayores profundidades que los

reservorios tpicos de petrleo y gas. Muchos reservorios de gas condensados son

encontrados en el rango de 3000 a 8000 psia y 200 a 400 F.Estos yacimientos de gas

condensado tienen un amplio rango de composicin en sus fluidos. En la Fig. Siguiente

muestra un diagrama de fase de composicin constante.

Una vez que se a iniciado la produccin, la presin del reservorio

empieza a reducirse y cuando se alcanza la presin del punto de roci, se genera la

primera ocurrencia del liquido. A medida que la presin fluye del fondo continua

disminuye a una temperatura constante, (en el diagrama de fase se muestra como la

lnea 1-2-3) el porcentaje de condensado cado en el reservorio incrementa hasta

almacenar un mximo. Este proceso es conocido como CONDENSACION

RETROGRADA posteriormente, la fraccin de condensado empieza a disminuir, a

medida que la presin continua reducindose, como consecuencia de la revaporizacin.

El trmino de CONDENSACION RETROGRADA se utiliza para describir el

comportamiento anmalo de una mezcla que forma un lquido por la disminucin

isotrmica de la presin o por un aumento isobarito en la temperatura.

La regin de comportamiento retrogrado (rea a rayas de la figura N 3) esta

definida por la lnea de calidad constante que exhiba un mximo con respecto a la


2/17

temperatura o presin. La figura N 3 muestra que para que ocurra fenmeno

retrogrado, la temperatura debe estar entre la temperatura crtica y la crincondentermica.

Si la condicin inicial del reservorio fuera representada por el punto 1 en el diagrama de

fase de la fig. 1, entonces la declinacin isotrmica de la presin durante el agotamiento

del yacimiento seguira la lnea 1-2. Debido a que la presin inicial del yacimiento esta

sobre la presin del punto de condensacin (dew point), el sistema hidrocarburo existe

como una fase simple (fase vapor) y permanece as durante la declinacin de presin

isotrmica 1-2.A medida que la presin del reservorio cae por debajo del punto 2, el

dew point ser alcanzado y pasado y una fase liquida se desarrollara en el yacimiento.

El liquido (dropout9 continuara aumentando y alcanzara un mximo que ocurre entre

los puntos 2-3. Sin embargo, a medida que la presin declina, la curva del dew point

puede ser cruzada otra vez., lo cual significa que todo el liquido , que se formo, debe

vaporizarse y se lograr un sistema conformado exclusivamente por vapor en el punto

de condensacin mas bajo.

El comprender el fenmeno de flujo multifasico, es importante para caracterizar

y desarrollar los reservorios de gas condensado. Cuando la presin del pozo cae debajo

del punto de condensacin del lquido, ocurre la cada del lquido debido a la

condensacin retrograda. Esto resulta en un incremento de la saturacin de liquido,comenzando desde el pozo y movindose hacia adentro del yacimiento en funcin del

tiempo.Dependiendo del valor de la saturacin critica del condensado (Scc), la fase

liquida puede ser mvil o inmvil.An, si el liquido es inmvil , este puede reducir la

permeabilidad relativa al gas, en una magnitud que por ahora no es factible de

comprender y estimar.A medida que la cada liquida continua, el flujo que se produce es

mas pobre en lquidos ya que mucho de los componentes pesados se depositan en el

reservorio.

Cuando la saturacin liquida excede la saturacin critica del condensado, tanto

la fase gas y la fase liquida son movil.El movimiento de la fase liquida reduce la

permeabilidad relativa al gas de manera drstica y por lo tanto reduce la productividad

del pozo y la cada de estos lquidos en el reservorio llega a ser irrecuperable. Una vez

que el liquido es mvil, la composicin del flujo producido (GOR) alcanza un valor

constante (mayorGORque el fluido original).El fenmeno de la cada del condensado

se denomina BANCO DE CONDENSADO y estos lquidos no pueden ser


3/17

revaporizados ni producidos, aun si la presin del yacimiento fuera incrementada por

inyeccin de gas hasta alcanzar una presin por sobre el punto de condensacin (dew

point).

Bloque de condensado

No todos los yacimientos de gas condensado estn limitados por presin debido

a la formacin de un bloque de condensado en la regin vecina al pozo, aunque todos

estos campos experimentaron este fenmeno. El grado en que la segregacin de

condensado constituye u problema para la produccin, depende de la relacin entre la

cada de presin experimentada dentro del yacimiento y la cada de presin total que se

produce desde las reas lejanas del yacimiento hasta un punto de control de la

superficie.

Si la cada de la presin del yacimiento es significativa, la cada de presin adicional

debida a la segregacin de condensado puede ser muy importante para la productividad

del pozo. Esta condicin es tpica de formacin con un valor bajo de la capacidad de

flujo que es el producto de la permeabilidad por el espesor neto de la formacin (kh).

Contrariamente, si en el yacimiento se produce una pequea fraccin de la cada de

presin total, lo que es habitual en formaciones con valores de kh altos, la cada depresin adicional en el yacimiento como consecuencia del bloque de condensado tendr

probablemente poco impacto sobre la productividad del los pozos. Como pauta general,

se puede asumir que el bloque de condensado duplica la cada de presin en el

yacimiento para la misma taza de flujo. Conceptualmente, el flujo de los yacimientos de

gas condensado puede dividirse en tres regiones de yacimientos, aunque en ciertas

situaciones no estn presentes las tres regiones.

Las dos regiones mas prximas a un pozos pueden formarse cuando la presin

del fondo de pozo esta por debajo del punto de roci del fluido. La tercera regin, que

se forma lejos de los pozos productores, existe solo cuando la presin del yacimientos

esta por encima del punto de rocio.Esta tercera regin incluye la mayor parte del rea de

l yacimiento que se encentra alejada de los pozos productores. Dado que esta por

encima de la presin de punto de roci, solo existe y fluye una fase de hidrocarburo: el

gas. El limite interior de esta regin tiene lugar donde la presin igual a la presin del

punto de roci del yacimiento original. Este limite no es fijo sino que se desplaza hacia


4/17

fuera a medida que el poco produce hidrocarburos y la presin de formacin cae,

desapareciendo finalmente cunado la presin el limite exterior cae por debajo del punto

de roci. En la segn da regin la regin de segregacin de condensado, el liquido de se

separa de la fase gaseosa, pero su saturacin continua siendo suficientemente baja como

para que se mantenga inmvil; sigue existiendo flujo de gas monofasico. La cantidad de

lquido que se condensa que determinada por las caractersticas de la fase del fluido,

como lo indica su diagrama PVT: la saturacin del lquido aumenta y la fase gaseosa se

vuelve ms pobre a medida que el gas fluye hacia el pozo. Esta saturcin en el lmite

interior de la regin usualmente se aproxima a la saturacin crtica del lquido para el

flujo que es la saturacin residual del petrleo. En la primera regin, la ms cercana a

un pozo productor fluye tanto la fase gaseosa como la fase condensada. La saturacin

del condensado en esta regin es mayor que la saturacin crtica la dimensin de esta

regin oscila entre decenas de pies para el condensado pobre o cientos de pies para los

condensados ricos. Su tamao es proporcional al volumen de gas drenado y al

porcentaje de condensacin del lquido. Dicha regin se extiende ms lejos del pozo

para las capas como una permeabilidad ms alta que la permeabilidad promedio ya que

a travs de esas capas ha fluido un mayor volumen de gas. Incluso en los yacimientos

que contiene gas pobre con baja condensacin de liquido el bloque de condensado

puede ser significativo porque las fuerzas capilares pueden retener un condensado que

con el tiempo desarrolla alta saturacin.

Esta regin correspondiente al bloque de condensado en la zona vecina al pozo

controla la productividad del mismo. La relacin gas /condensado circulante en

bsicamente constante y la condicin PVT se considera una regin de expansin a

composicin constante. Esta condicin simplifica la condicin existentes entre la

permeabilidad relativa al gas y entre la permeabilidad relativa al petroleo; lo que hace

que la relacin entre ambas sea una funcin de las propiedades PVT no obstante, en la

regin vecina al pozo se producen efectos de permeabilidad relativa adicionales porque

la velocidad del gas, y en consecuencia la fuerza viscosa es extrema. La relacin entre la

fuerza viscosa y la fuerza capilar se denomina Nmero capilar.

El bloque de condensado se indica por la existencia de un gradiente de presin

mas pronunciado cerca del pozo con tiempos de prueba mas prolongados la

permeabilidad efectiva del gas lejos del pozo domina la respuesta ; la permeabilidad


5/17

puede determinarse a parir de la curva de la derivada del cambio de presin en un

grafico doble logartmico de los cambios de PSEUDO PRESION y tiempo de cierre

si la prueba se prolonga suficiente tiempo y ese tiempo de prueba de cierre depende de

la permeabilidad de la formacin las propiedades del flujo lejos del pozo ser evidente.

Tres regiones de yacimiento. El comportamiento de los

campos de gas condensado puede dividirse en tres

regiones cuando la presin de fondo de pozo Pbh,

cae por debajo de la presin del punto de roci P0.Lejos de un pozo productor(3),0, solo hay una fase

de hidrocarburos presente; gas, Ms cerca del pozo

(2), donde la presin del yacimiento es mayor que

P existe una regin entre la presin del punto de

roci y el punto, R1 , en la que el condensado

alcanza la saturacin critica para iniciar el flujo.

En esta regin de segregacin de condensado se

encuentran presentes ambas fases pero solo fluye

gas. Cuando la saturacin del condensado excede

la saturacin critica, ambas fases fluyen hacia el

pozo (1).

Reservorios de Gas y Condensado Saturados

por: S. Bosco y M. Crotti (ltima modificacin - 20 de noviembre de 2000).


6/17

Para realizar un adecuado desarrollo de un yacimiento es necesario, entre otras cosas,

identificar el tipo de fluido que se encuentra en el reservorio y determinar el

comportamiento termodinmico de este fluido.

Aunque la clasificacin terica requiera del conocimiento del comportamiento

termodinmico del fluido (diagrama P-T), las condiciones del reservorio y de las

instalaciones de superficie, los yacimientos suelen usualmente clasificarse en funcin de

propiedades observables durante la operacin. Para la clasificacin de la naturaleza del

reservorio, se utilizan criterios que incluyen la relacin gas petrleo y densidad del

lquido de tanque. Segn estas clasificaciones, se consideran yacimientos de gas y

condensado a aquellos que al comienzo de su explotacin poseen una relacin gas

petrleo entre 550 y 27.000 m3/m3 y una densidad de lquido de tanque entre 40 y 60API.1,2,3

Sin embargo, para determinar el comportamiento termodinmico real, se debe realizar

un estudio PVT sobre una muestra representativa del fluido de reservorio. En los

yacimientos de gas y condensado resulta adecuado obtener esta muestra en superficie

bajo ciertas condiciones recomendadas4,5,6 para garantizar su representatividad.

El estudio PVT subsiguiente permite identificar los reservorios de Gas y Condensado

por la observacin del fenmeno de condensacin retrgrada.

En la prctica, durante la determinacin de la presin de roco a temperatura de

reservorio pueden presentarse tres situaciones:

1. La presin de roco resulta inferior a la presin esttica del reservorio. En esta

condicin y habindose seguido un adecuado procedimiento de muestreo, se

puede concluir que la muestra de fluido es representativa y que el fluido se

encuentra en una sola fase a las condiciones de reservorio. Por lo tanto, se puede

obtener una caracterizacin del comportamiento termodinmico del fluido de

reservorio a travs de la realizacin de un ensayo de Depletacin a Volumen

Constante (CVD) a temperatura de reservorio.

2. A la inversa de la situacin anterior, la presin de roco es mayor que la presin

esttica del reservorio. Esto suele interpretarse como el resultado de la existencia

de dos fases mviles en la vecindad del pozo que conducen al muestreo de un
http://www.inlab.com.ar/p_de_rocio_p_de_reserv.htm#1%231http://www.inlab.com.ar/p_de_rocio_p_de_reserv.htm#2%232http://www.inlab.com.ar/p_de_rocio_p_de_reserv.htm#3%233http://www.inlab.com.ar/p_de_rocio_p_de_reserv.htm#4%234http://www.inlab.com.ar/p_de_rocio_p_de_reserv.htm#5%235http://www.inlab.com.ar/p_de_rocio_p_de_reserv.htm#6%236http://www.inlab.com.ar/p_de_rocio_p_de_reserv.htm#1%231http://www.inlab.com.ar/p_de_rocio_p_de_reserv.htm#2%232http://www.inlab.com.ar/p_de_rocio_p_de_reserv.htm#3%233http://www.inlab.com.ar/p_de_rocio_p_de_reserv.htm#4%234http://www.inlab.com.ar/p_de_rocio_p_de_reserv.htm#5%235http://www.inlab.com.ar/p_de_rocio_p_de_reserv.htm#6%236


7/17

flujo bifsico. Estas muestras son consideradas como no representativas ya que

la proporcin en que ambas fases fluyen al pozo no es directamente proporcional

a la saturacin de cada fase sino que obedece a la movilidad relativa de las

mismas.

3. La ltima alternativa es que la presin de roco resulte igual a la presin esttica

del reservorio (dentro de las incertezas experimentales). Esta condicin resulta

ser la ms comn y la interpretacin habitual es que la muestra es representativa,

y en el yacimiento existe una nica fase en condicin de saturacin (reservorio

de Gas y Condensado Saturado).

En esta pgina se discute en detalle la tercera de las alternativas mencionadas debido a

que, como ya se mencion, es la situacin ms frecuente (cercana al 90 % de los casos)y porque la interpretacin esbozada no es la nica interpretacin posible. Una

alternativa, que probablemente coincida con la situacin ms frecuente, es que el fluido

en el reservorio se encuentre en dos fases (gas y lquido), pero que el lquido est en una

cantidad igual o inferior a la mnima saturacin mvil.

En estas condiciones (lquido inmvil disperso en el medio poroso) no es posible

obtener una muestra representativa del fluido mediante el procedimiento habitual de

muestreo pues al pozo slo fluye una de las dos fases hidrocarbonadas presentes en el

reservorio.

Esta interpretacin toma mayor relevancia en los casos en que existe evidencia de la

presencia de un halo de petrleo. Este halo de petrleo estara confirmando la presencia

de lquido en el reservorio como resultado de tres posibles orgenes:

1. El petrleo se acumul inicialmente en la trampa y el gas lo desplaz de lamisma en una migracin posterior.

2. El petrleo es el resultado de una condensacin de lquido a escala de reservorio

(despresurizacin y/o disminucin de temperatura en tiempos geolgicos).

3. El petrleo corresponde a una migracin posterior a la del gas y por lo tanto

nunca ocup completamente la trampa.


8/17

En los dos primeros casos (desplazamiento del petrleo con gas o escurrimiento del

petrleo hasta formar una fase mvil) es de esperar la presencia de lquido disperso

(residual) en todo el medio poroso.

En el tercer caso slo se espera petrleo disperso como resultado de la zona de

transicin capilar y por lo tanto su efecto sobre la acumulacin de gas depende de las

caractersticas del reservorio (estructura, interaccin roca-fluidos).

El punto que debe resaltarse es que en los casos de coexistencia de gas con lquido

disperso, el estudio PVT puede no describir adecuadamente el comportamiento futuro

del reservorio.

A modo de ejemplo, en una publicacin reciente7 se analiza la evolucin de un

yacimiento de gas y condensado bajo dos posibles circunstancias. En la primera, el

fluido se encuentra solamente en fase gas en el reservorio mientras que, en la segunda,

el reservorio posee originalmente lquido (en proporcin inferior a la mnima saturacin

mvil) en equilibrio con una fase gaseosa idntica a la del primer caso.

El procedimiento de anlisis presentado en dicho trabajo sirve de metodologa para

integrar los estudios termodinmicos con informacin de produccin y as poderpredecir el comportamiento real de un yacimiento de gas y condensado.

Como es de esperar el lquido residual no slo afecta el clculo de la reserva de gas sino

la cantidad y composicin del gas producido durante la depletacin (Fig.1). En este caso

es importante evaluar la cantidad y comportamiento de este lquido residual.

La evaluacin del tipo y cantidad de lquido residual puede realizarse mediante la

caracterizacin del fluido retenido en coronas o en "cuttings" preservadosadecuadamente.
http://www.inlab.com.ar/p_de_rocio_p_de_reserv.htm#7%237http://www.inlab.com.ar/p_de_rocio_p_de_reserv.htm#7%237


9/17

Fig 1. - Comparacin del comportamiento de la relacin gas petrleo para los

dos casos estudiados.

En estos casos, para predecir el comportamiento de los fluidos de produccin es

necesario realizar una integracin de datos entre la composicin y cantidad de lquido

residual y el estudio PVT. Cuando se dispone de historia de produccin y de estudios

PVT realizados al comienzo de la explotacin, pueden realizarse una integracin

adecuada de la informacin.

Petrleos Negros y Petrleos Voltiles:

Las Diferencias Fundamentales

por Marcelo Crotti y Sergio Bosco (ltima modificacin -16 de abril de 2001).

El objetivo de este desarrollo no es el de establecer definiciones inequvocas o lmites

exactos entre los diferentes tipos de fluidos mencionados. Como suele ocurrir, los

lmites son difusos y la diferenciacin entre Petrleo Negro y Voltil, muchas veces est

teida de observaciones subjetivas. Por lo tanto, en esta pgina y en otras relacionadas,

desarrollaremos los siguientes puntos:


10/17

Los conceptos que gobiernan la distincin entre ambos fluidos

Las diferencias metodolgicas entre los respectivos ensayos de laboratorio.

El traslado de la informacin de laboratorio al reservorio.

Los factores complementarios que afectan la evaluacin del conjunto.

Y tambin se discutirn algunos puntos de inters relacionados a la explotacin de

reservorios con Petrleo Voltil.

La forma "clsica" de diferenciar Petrleos Negros y Voltiles se basa en valores lmite

de Relacin Gas-Petrleo o de Factores de Volumen de Petrleo. Diferentes autores1,2 ,

coinciden en asignar los siguientes lmites:

GOR 2,000 ft3/bbl 360 m3/m3

FVF (Bo) 2 bbl/bbl 2 m3/m3

Los lquidos con valores inferiores a los indicados se consideran Petrleos Negros, en

tanto que los que superan estos lmites se catalogan como Petrleos Voltiles.

Moses1, empleando un criterio consistente y haciendo notar que todos los petrleos son

voltiles en mayor o menor medida, prefiere emplear los trminos Petrleos Comunes

("Ordinary Oils") y Petrleos Cuasi-Crticos ("Near-Critical Oils") para hacer referencia

a ambas clases de fluidos. Sin embargo, en esta pgina, dejando de lado este tipo de

distinciones semnticas, vamos a adoptar los trminos clsicos y profundizaremos la

parte conceptual para facilitar el uso prctico de las diferencias de comportamiento entre

ambos tipos de fluidos.

Desde nuestro punto de vista, la manera ms simple de sealar las complejidades que

caracterizan el comportamiento de los Petrleos Voltiles es la de comparar laaplicabilidad de algunos parmetros clsicos en la evaluacin de reservorios.

En los Petrleos Negros el Factor de Volumen (Bo) es un dato de importancia

primaria para la evaluacin del sistema. El Bo establece la relacin entre el

volumen de petrleo extrado, en condiciones de reservorio y el volumen de

petrleo obtenido en condiciones de tanque. El Bo (diferencial, flash o

compuesto) es un valor relativamente fcil de trasladar desde la medicin de

Laboratorio a la escala de Reservorio.
http://www.inlab.com.ar/Diferentes_Fluidos.htm#1%231http://www.inlab.com.ar/Diferentes_Fluidos.htm#2%232http://www.inlab.com.ar/Diferentes_Fluidos.htm#1%231http://www.inlab.com.ar/Diferentes_Fluidos.htm#1%231http://www.inlab.com.ar/Diferentes_Fluidos.htm#2%232http://www.inlab.com.ar/Diferentes_Fluidos.htm#1%231


11/17

En los sistemas de Gas y Condensado el Bo es un dato carente de significado

fsico pues, en condiciones normales, ni un pequeo porcentaje del lquido de

tanque proviene de lquido presente en el reservorio. En los sistemas de Gas y

Condensado cobra inters una propiedad diferente: La Produccin Acumulada.

Esta ltima expresa la fraccin (en moles o su equivalente en Volumen STD) ya

producida en cada etapa de la depletacin. Nuevamente se trata de una

propiedad fcilmente medible en el Laboratorio y directamente escalable al

Reservorio.

De modo que, resumiendo los expuesto:

El Bo es una propiedad fundamental para caracterizar Petrleos Negros, perocarece de significado para los sistemas de Gas y Condensado.

La Produccin Acumulada describe el comportamiento de los sistemas de Gas y

Condensado, pero carece de aplicacin en el caso de los Petrleos Negros (los

moles y volmenes de gas y de petrleo son lo suficientemente diferentes como

para que carezca de sentido hablar de los moles producidos en cada etapa de la

liberacin diferencial).

Bien, los Petrleos Voltiles estn a mitad de camino entre los Petrleos Negros y los

sistemas de Gas y Condensado. Y esto se traduce en que ni el Bo ni la Produccin

Acumulada describen adecuadamente sus propiedades. La razn es simple:

Una fraccin importante del lquido de Tanque proviene de la condensacin de

componentes presentes en el Gas libre que acompaa la produccin de lquido.

Una fraccin apreciable de los moles presentes en el lquido, al comienzo de la

explotacin pasan a la fase Gas durante la depletacin. Y una vez en fasegaseosa estos componentes pueden producirse como Gas y acumularse como

Lquido gracias a la condensacin en condiciones de superficie.

De este modo, la correcta descripcin de la evolucin de un sistema de Petrleo Voltil

implica una adecuada evaluacin de las curvas de Permeabilidad relativa del sistema,

dado que a una misma presin de reservorio pueden corresponder producciones de

lquido (y gas) muy diferentes, en funcin de la proporcin entre gas y petrleo que

alcanza los pozos productores.


12/17

Para entender mejor lo expuesto hasta este punto, consideremos los siguientes ejemplos:

Petrleo 1

Factor de Volumen Relacin Gas-Petrleo[m3/m3]

Liberacin Diferencial

(Condiciones de Reservorio)1.26 70.0

Separacin Flash

(Condiciones de Superficie)1.24 66.0

Petrleo 2

Factor de VolumenRelacin Gas-Petrleo

[m3/m3]

Liberacin Diferencial

(Condiciones de Reservorio)5.00 870

Separacin Flash

(Condiciones de Superficie)3.30 540

En el caso del "Petrleo 1" se observa que empleando dos mecanismos netamentediferentes:

Una liberacin diferencial en que todo el gas liberado a temperatura de

reservorio se va eliminando en etapas sucesivas de depletacin.

Un slo equilibrio flash a temperatura y presin de separador y una separacin

en condiciones de Tanque..

tanto la cantidad de gas liberado, como el cambio volumtrico del petrleo son

similares.

Por otro lado en el caso del "Petrleo 2" tanto la cantidad de gas liberado como el

cambio volumtrico del petrleo son altamente afectados por el mecanismo de

separacin de gas y lquido.

En este punto es necesario hacer una observacin especial:


13/17

La lectura simple de los datos del "Petrleo 2" parece sugerir que durante la Liberacin

Diferencial, 1 m3 del fluido original (en condiciones de reservorio) produce slo 0.20

m3 de petrleo de tanque, en tanto que en un proceso de separador, partiendo del

mismo volumen (1 m3), se obtiene 0.30 m3 .

Analizando las cosas de este modo se llegara a la conclusin de que el proceso de

separador produce un 50% ms de lquido (0.30 m3) que el proceso diferencial (0.20

m3). Sin embargo pese a que en el yacimiento la situacin puede ser mucho ms

dramtica (por razones que veremos oportunamente), este no es el anlisis correcto de

los datos presentados.

Como se detalla en el texto:La Representatividad y el Empleo de los Estudios PVT, enla realizacin a escala de laboratorio, del proceso de separacin flash (simulando las

condiciones de superficie) el lquido que se obtiene es, en efecto, el equivalente al

lquido de tanque. Pero en la Liberacin Diferencial, el lquido que se informa en el

reporte de laboratorio es slo aquella fraccin que permaneci como lquido (en el

reservorio) luego de sufrir la depletacin a temperatura de reservorio para finalmente

pasar a temperatura estndar. Y en "Petrleo 2". el gas que se libera de la celda posee

muchos componentes intermedios y pesados que condensan en las condiciones de

superficie. Este lquido no se reporta en el estudio PVT convencional puesto que el gas

que se libera de celda no se somete a las condiciones propias de las instalaciones de

superficie. El lquido recogido en condiciones atmosfricas durante la liberacin

diferencial se informa como gas equivalente (basando los clculos en el nmero de

moles recogidos).

Resumiendo el prrafo anterior, el Bod = 5.00 correspondiente al "Petrleo 2" no incluye

el lquido condensado en condiciones ambiente. Y, adicionalmente, por las razones quese discuten en estas pginas, no existe forma representativa de incluirlo.

Tampoco las RGP pueden compararse directamente entre s. En cada caso el gas STD

producido se divide por un valor diferente de lquido de Tanque. Y ya vimos que, en el

caso de la separacin flash, el volumen de lquido es un 50% mayor que el obtenido en

la Liberacin Diferencial.
http://www.inlab.com.ar/Uso_pvt.htmhttp://www.inlab.com.ar/Uso_pvt.htm


14/17

Tambin debe tenerse en cuenta que el gran cambio volumtrico que sufre el lquido

que permanece en el reservorio durante la depletacin se ve afectado por la permanencia

en contacto (o no) con el gas liberado. Esta es la razn por la que la liberacin

diferencial (adecuada para describir el comportamiento de Petrleos Negros) resulta

inadecuada para caracterizar los Petrleos Voltiles.

En el texto: El Laboratorio y los Petrleos Voltiles, se analiza la forma correcta de

caracterizar un petrleo Voltil.

Mas temas de inters sobre el reservorio

La Representatividad y el Empleo de los Estudios PVT

Segunda parte: PVT de Gas y Condensado

Autores: Marcelo Crotti, Sergio Bosco

(ltima modificacin - 6 de marzo de 2001).

En el caso de los estudios de Gas y Condensado las mediciones de laboratorio son muy

diferentes a las llevadas a cabo para caracterizar muestras de Petrleo Negro.

El estudio PVT para estos fluidos esta dividido en tres grandes partes :

1. Estudio Composicional de la mezcla.

2. Comportamiento volumtrico a Composicin Constante.

3. Comportamiento volumtrico y composicional a Volumen Constante de

reservorio y presin decreciente.

El estudio composicional es similar al que se lleva a cabo en los ensayos sobre petrleos

negros.

En el estudio a composicin constante se registran tres parmetros fundamentales del

sistema.

La presin de roco. Que permite establecer, fundamentalmente, la

representatividad de la muestra.

La relacin entre las variables termodinmicas Presin y Volumen a temperatura

de reservorio.
http://www.inlab.com.ar/Pet_Volatiles_2.htmhttp://www.inlab.com.ar/el_reservorio.htmlhttp://www.inlab.com.ar/Pet_Volatiles_2.htmhttp://www.inlab.com.ar/el_reservorio.html


15/17

La curva de lquido retrgrado acumulado, en funcin de la presin.

Los dos ltimos puntos no son escalables al reservorio, pues son valores que se registran

en un proceso de depletacin sin produccin. Su uso principal es el de permitir el ajuste

de las ecuaciones de estado que permitan simular el comportamiento del sistema en

condiciones diferentes a las medidas experimentalmente.

El estudio a Volumen Constante representa el comportamiento esperable para el fluido

en estudio durante la depletacin asociada a la produccin del reservorio. En este caso

el proceso es adecuadamente representativo pues, al igual que lo que se espera que

ocurra en el reservorio, el lquido retrgrado no es producido, sino que permanece en la

celda PVT.

Nota:

El estudio PVT se realiza sobre la muestra que se obtiene en superficie, y esta muestra

incluye slo los fluidos mviles en el reservorio. Si en la red poral existieran

hidrocarburos residuales (petrleo o condensado no mvil) se estara estudiando una

muestra no representativa del fluido retenido en el reservorio. Este tema se trata en

detalle en una pgina independiente .

jueves 8 de noviembre de 2007

COMPORTAMIENTO RETRGRADO DE MEZCLAS DE HIDROCARBUROS
http://www.inlab.com.ar/p_de_rocio_p_de_reserv.htmhttp://bp2.blogger.com/_FO72Tuc-Fso/RzR2-aoHHNI/AAAAAAAAAAc/6Xj1NSmg-0k/s1600-h/Dibujo.bmphttp://www.inlab.com.ar/p_de_rocio_p_de_reserv.htm


16/17

Algunas mezclas de hidrocarburos existen naturalmente a una temperatura entre la

crtica y la cricondertrmica como se observa en la fig. 1 (isoterma ABD). A la presin

del punto A, la mezcla se encuentra en fase gaseosa y al disminuir la presin

isotrmicamente se alcanza el punto de roco. Dentro del rea rayada la disminucin de

presin produce condensacin en parte de la mezcla. A este fenmeno se le llama

CONDENSACIN RETROGRADA ISOTRMICA, para diferenciarlo del

fenmeno normal donde la condensacin ocurre por compresin del gas. La zona de

condensacin retrgrada est delimitada por los puntos de mxima temperatura de las

lneas de isocalidad. Por debajo de la zona retrgrada, la disminucin de presin

produce vaporizacin del condensado retrgrado hasta que se alcanza nuevamente la

curva de roco. A temperaturas entre la crtica y la cricondertrmica se observan (fig. 1)

dos presiones de roco: Retrgrada y Normal. Siguiendo la lnea de agotamiento de la

presin ABD, a la PRESIN DE ROCO RETRGRADO (B) la cantidad

infinitesimal de lquido se forma por un cambio de fases de gas a lquido y a la

PRESIN DE ROCO NORMAL (D), por un cambio de fases de lquido a gas. Para

un gas condensado, la presin de roco normal es menor que 0 lpcm (vaco).

La diferencia ms notable entre un gas y un lquido es la densidad, y la densidad est

ligada a la distancia que separa las molculas. La energa cintica y la repulsin

molecular son algunos de los factores fsicos que controlan el comportamiento de fases

y tienden a dispersar las molculas. A elevada temperatura mayor es la tendencia a

separarse las molculas produciendo disminucin de la densidad. Mientras que la

presin y la atraccin molecular tienden a mantener juntas a las molculas; entre mayor

sean estas fuerzas mayor es la tendencia de los hidrocarburos a aumentar su densidad.

De este modo tanto en los lquidos como en los gases a alta presin, las densidades son

altas. Y esto hace que los gases a alta presin tengan un comportamiento similar al delos lquidos y sean capaces de disolverlos.La disolucin implica la mezcla ntima de las

molculas.

Es difcil imaginar la "disolucin" de un lquido en un gas a presin atmosfrica pues en

el mismo volumen en que el gas tiene apenas 1 molcula, una fase lquida puede

contener cientos de molculas.


17/17

Sin embargo en los gases a muy alta presin (200 ms Kg/cm2) las distancias

molculares son tan pequeas que el gas y el liquido pasan a tener cantidades similares

de molculas por unidad de volumen y es perfectamente razonable aceptar que una fase

gaseosa en esas condiciones puede disolver molculas ms pesadas.

Por esto cuando la presin disminuye por debajo de la presin de roco, las fuerzas de

atraccin entre las molculas livianas y pesadas disminuye debido a que las molculas

livianas se apartan mucho de las pesadas. Ya que la atraccin entre las molculas de los

componentes pesados se hace ms efectiva produciendo su condensacin. Una mayor

reduccin de presin permite a las molculas de componentes pesados su normal

vaporizacin hasta alcanzar nuevamente el punto de roco.

yacimientos de gas con dens ado

Documents