Comportamiento de Fluidos de Yacimiento

1

COMPORTAMIENTO DE FLUIDOS DE YACIMIENTO

CHARRY TORRADO ANGGIE PAOLA

FLOREZ ROAJHON MICHAEL

UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER

FISICOQUMICA

PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DE YACIMIENTO

BUCARAMANGA

2014

2

COMPORTAMIENTO DE FLUIDOS DE YACIMIENTO

CHARRY TORRADO ANGGIE PAOLA

FLOREZ ROAJHON MICHAEL

Trabajo escrito

Julio Cesar Perez

Ingeniero de petrleos

UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER

FISICOQUMICA

PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DE YACIMIENTO

BUCARAMANGA

2014

3

CONTENIDO

Pg.

INTRODUCCION 5

OBJETIVOS 6

OBJETIVO GENERAL 6

OBJETIVO ESPECFICO 6

1.Generalidades 7

1.1. Gravedad API 7

1.2. Relacin gas-aceite (GOR) 7

2. Caractersticas y tipos de fluidos 8

2.1. Aceite negro 8

2.2. Aceite voltil 8

2.3. Gas retrogrado 9

2.4. Gas hmedo 9

2.5. Gas seco 10

3.Grficas GOR y API respecto al tiempo 10

3.1. Aceite negro 10

3.1.1. Relacin gas-aceite 10

3.1.2. Gravedad API 11

3.2. Aceite voltil 12



3.3. Gas retrogrado 14



3.4. Gas hmedo 15



4

3.5. Gas seco 16



CONCLUSIONES 18

BIBLIOGRAFIA

5

INTRODUCCION

Los fluidos en general tienen varan su comportamiento a medida que varan sus

propiedades como la presin y temperatura, un claro ejemplo es el del crudo, el

cual se encuentra en yacimiento con ciertas caractersticas que cambian al

extraerlo. Para caracterizar dicho crudo, se hace necesario identificar algunas

propiedades que los diferencien.

Las directrices para determinar los tipos de fluidos a partir de datos de campo son

generalmente tres propiedades que estn fcilmente disponibles: la relacin gas-

aceite (GOR), la gravedad API del lquido en el tanque de almacenamiento y el

color del lquido en el tanque de almacenamiento. El GOR es el ms importante de

los indicadores y debera ser considerado el primero, con los otros 2 indicadores

usados para confirmar el tipo de fluido. La gravedad API y el color del lquido en el

tanque de almacenamiento ambos son indicadores de la cantidad de componentes

pesados presentes inicialmente en el fluido del yacimiento. Es importante destacar

que las propiedades descritas anteriormente varan con el tiempo de produccin

como se va a analizar en este trabajo.

6

OBJETIVO GENERAL

Analizar el comportamiento de los tipos de fluidos en su tiempo de

produccin

OBJETIVOS ESPECFICOS

Mostrar las caractersticas de cada fluido.

Explicar detalladamente el comportamiento del GOR de cada tipo de fluido

en su vida productiva

Estudiar alas graficas de la gravedad API respecto al tiempo de produccin

de los fluidos.

7

1. GENERALIDADES

1.1. Gravedad API

Es una medida de densidad que, en comparacin con el agua, precisa cun

pesado o liviano es el petrleo, clasificando de la siguiente manera:

Crudo Escala

API

Descripcin

Ligero 30-40 Fcil transporte y extraccin, ideal para

refinar en combustibles y derivados.

Mediano 22-29.9 Fcil transporte y extraccin, ideal para

combustibles y derivados.

Pesado 10-21.9 Fcil transporte y difcil extraccin, ideal para

combustibles y derivados.

Extra

pesados

Menos

10

Difcil transporte y difcil extraccin, ideal

para derivados.

Tabla 1.1. Clasificacin de los crudos segn su API

Cuantos ms grados API tenga un petrleo, menos refinacin se requiere para

obtener de l los productos ms costosos que son los llamados blancos, entre

ellos la gasolina. Por eso los petrleos con mayor API son considerados los de

mejor calidad.

La gravedad API se mide con un instrumento denominado hidrmetro, que

complementado con una probeta y un termmetro permite determinar los

grados API observados. Luego, de las tablas ad hoc se obtiene el valor respectivo

a 60 F.

La frmula inferida y usada para determinar esta propiedad es la siguiente:

Gravedad API = (141,5/GE a 60 F) - 131,5

1.2. GOR (gas-oil ratio)

Es el volumen en pies cbicos a condiciones normales (SCF) de gas entre el

volumen de petrleo a condiciones estndar (STB) recuperados a un tiempo

determinado

8

Condiciones estndar

Temperatura: 60 F

Presin: 14,7 psi

2. CARACTERISTICAS Y TIPOS DE FLUIDOS

2.1. Petrleo negro. Consiste de una amplia variedad de especies qumicas que incluyen molculas grandes, pesadas y no voltiles. El punto crtico est localizado hacia la pendiente de la curva. Estos crudos tienen GOR 1000 pcs/STB, Bo 2 y API 45 y el contenido deC7+ mayor o igual a 30 %.

Fig. 2.1 Diagrama de fases para el petrleo negro

2.2. Petrleo voltil.

El rango de temperatura es ms pequeo que en petrleo negro. La temperatura crtica (Tcr), es tambin menor que en crudos negros y est cerca de la temperatura del yacimiento, TR (Tcr > TR). Bo > 2, 1000 < GOR API C7+ mayor o igual a 12.5 %.

9

Fig. 2.2. Diagrama de fases para el petrleo volatil

2.3. Gas condensado (retrgrados). El punto crtico est bien por debajo y a la izquierda de la envolvente. Esto es el resultado de gases retrgrados conteniendo muy pocos hidrocarburos pesados que los crudos. C7+ menor o igual a 12.5 %. 70000 < GORAPI > 60 y se incrementa a medida que la presin cae por debajo de la presin de roco.

Fig. 2.3 Diagrama de fases para el gas retrgrado

2.4. Gas hmedo La lnea de presin no entra la envolvente y por tanto no se forma lquido en el yacimiento, pero si en superficie (dos fases). La gravedad, mayor de 60 API, de los lquidos es similar a la de los gases retrgrados. La gravedad se mantiene constante y el color de los lquidos es transparente. GOR > 15000 pcs/STB y permanece constante durante toda la vida del yacimiento. Se producen menos de 60 STB crudo por cada milln de pies cbicos normales de gas.

10

Fig. 2.4 Diagrama de fases para el gas hmedo

2.5. Gas seco. El diagrama de fases muestra una mezcla de hidrocarburos gaseosa tanto en superficie como en el yacimiento. Sin embargo, a temperaturas criognicas, menores de 50 F, se puede obtener fluidos de estos gases.

Fig. 2.5 Diagrama de fases para el gas seco

3. GRAFICAS GOR Y API RESPECTO AL TIEMPO

3.1. Aceite negro

3.2. 1. GOR del aceite negro

El comportamiento del GOR es constante durante un tiempo largo(condiciones

iniciales), mientras la presin del yacimiento este por encima de la presin de

burbuja, es decir el petrleo no est saturado con gas como se observa en la

figura 1.1, sin embargo debido a la poca compresibilidad de los lquidos del

yacimiento, la presin del pozo cae drsticamente con la produccin , provocando

que en un momento determinado est por debajo de la presin de burbuja, en

donde el petrleo est saturado con gas, es decir contiene tanto gas disuelto

11

cmoes posible, el cual tiene una viscosidad mucho ms baja que el aceite y, por

lo tanto, se mueve con mayor facilidad que ste cuando se perfora el pozo; la

presin del yacimiento declina cada vez ms y la cantidad de gas en el depsito

tambin, esto provoca un aumento en la permeabilidad efectiva al gas y una

disminucin en la permeabilidad efectiva al petrleo, aumentando de forma

drstica el GOR como se refleja en la grfica 3.1.1.

En la parte final de la vida til de un yacimiento el GOR decrece por la baja

presin del mismo, liberando grandes cantidades del gas en yacimiento,

provocando que la cantidad de gas disuelta en superficie sea menor

gradualmente.

Grfica 3.1.1. Comportamiento del GOR

respecto al tiempodel aceite negro

3.1.2. API del aceite negro

La gravedad API guarda relacin inversa con la gravedad especfica y por tanto

con la densidad. Inicialmente el crudo recolectado en superficie mantiene una

misma densidad, debido a que la cantidad de gas liberado en el yacimiento es

insignificante en comparacin a la cantidad de crudo, permitiendo que haya un

crudo casi uniforme durante un periodo de tiempo relativamente corto, pero la

cantidad de gas seco producido aumenta con la disminucin de la presin del

yacimiento, causando una disminucin de los componentes ms ligeros del

petrleopor lo que aumenta su densidad, y por ende la gravedad API del petrleo

en condiciones de tanque disminuye gradualmente a lo largo de la mayor parte de

12

la vida del yacimiento. Esta disminucin no es significativa (por lo general

alrededor de 2 API de comienzo a fin).

Al final de la vida de un yacimiento de aceite negro, la gravedad API del aceite en

el tanque a condiciones de almacenamiento aumentar. A bajas presiones del

yacimiento, el gas que sale de la solucin del aceite en el yacimiento es lo

suficientemente rico (gas hmedo) para liberar el condensado cuando se produce.

Esto diluye el lquido en el tanque a condiciones de almacenamiento con

condensado haciendo que la gravedad API aumente, pues su densidad disminuye.

Grfica 3.1.2. Comportamiento del APIrespecto

al tiempo del aceite negro

3.2. Aceite voltil

3.2.1. GOR del aceite voltil

El comportamiento del GOR es constante durante un tiempo(condiciones

iniciales), mientras la presin del yacimiento este por encima de la presin de

burbuja, es decir el petrleo no est saturado con gas como se observa en la

figura 2.2., sin embargo debido a la poca compresibilidad de los lquidos del

yacimiento, la presin del pozo cae drsticamente con la produccin , provocando

que en un momento determinado est por debajo de la presin de burbuja, en

donde el petrleo est saturado con gas, es decir contiene tanto gas disuelto cmo

es posible, el cual tiene una viscosidad mucho ms baja que el aceite y, por lo

13

tanto, se mueve con mayor facilidad que ste cuando se perfora el pozo; la

presin del yacimiento declina cada vez ms y la cantidad de gas en el depsito

tambin, esto provoca un aumento en la permeabilidad efectiva al gas y una

disminucin en la permeabilidad efectiva al petrleo, aumentando de forma

drstica el GOR.

En la parte final de la vida til de un yacimiento el GOR decrece por la baja

presin del mismo, liberando grandes cantidades del gas en yacimiento (hasta un

50%) como se observa en la figura 2.2, provocando que la cantidad de gas

disuelta en superficie sea menor gradualmente.

Lo que diferencia el aceite voltil del aceite negro es que en este ltimo los gases

secos se desprenden en la primera etapa de la separacin, mientras que lo gases

retrgrados asociados al aceite voltil liberan algunos condensados en la primera

etapa de separacin, por lo que los aceites negros tienen tpicamente un GOR

superficial mayor durante la mayor parte del tiempo de produccin.

Grfica 3.2.1. Comportamiento del GOR respecto

al tiempo del aceite voltil

3.2.2. API del aceite voltil

Inicialmente la cantidad de gas liberado en yacimiento es prcticamente

insignificante, provocando un API constante, con el tiempo las proporciones

crecientes de gas retrgrado producen la liberacin de aceites voltiles lo cual

aumenta la cantidad de condensados en la superficie; este condensado se mezcla

con las proporciones decrecientes del petrleo producido, causando que la

densidad del lquido en el tanque a condiciones de almacenamiento disminuya y

por tanto aumente la gravedad API. Este cambio en la gravedad puede ser

significativo, del orden de 10 o ms unidades de API como se observa en la

grfica 3.2.2.

14

Grfica 3.2.2. Comportamiento del API respecto

al tiempo del aceite voltil

3.3. Gas retrogrado

3.3.1. GOR del gas retrogrado

Los gases retrgrados demuestran un GOR constante durante la produccin

temprana, cuando la presin est por encima de la presin del punto de roco del

gas, es decir solo existe gas en el yacimiento como se ve en la figura 2.3. Luego

de un tiempo los gases retrgrados tienden a incrementar el GOR durante la

produccin a presiones por debajo del punto de roco. Sin embargo, la razn de

este aumento es diferente que para los aceites. Muy poco del lquido liberado de

los gases retrgrados en el yacimiento fluir, pues tienen la caractersticas de ser

saturados (no alcanza la saturacin critica), ste lquido es parte del condensado

que lleg a la superficie y que no se perdi en el yacimiento. Por lo tanto en la

superficie disminuye la produccin de condensados, aumentando as los gases en

superficie.


al tiempo del gas retrogrado.

15

3.3.2. API DEL gas retrogrado

La gravedad API de los lquidos en el tanque a condiciones de almacenamiento

producidos con los gases retrgrados permanece constante cuando la presin del

yacimiento es superior a la presin del punto de roco del gas y aumenta a medida

que disminuye la presin del yacimiento por debajo del punto de roco donde

aparecen algunos condensados, la tendencia por debajo del punto de roco es un

resultado de los componentes ms pesados del gas que se pierden como lquido

retrgrado en el yacimiento y, por lo tanto, no llegan al tanque a condiciones de

almacenamiento, haciendo que la densidad disminuya y por ende aumenten los

grados API.

Grfica 3.3.2. Comportamiento del APIrespecto

al tiempo del gas retrogrado.

3.4. Gas hmedo

3.4.1. GOR del gas hmedo

Debido a que el gas hmedo se encuentra por encima del punto cricondentrmico

como se ilustra en la figura 2.4, nunca se formaran condensados en el yacimiento,

es decir durante la explotacin el fluido en yacimiento permanecer en estado de

gas como una sola fase, pero cuando llega al separador, debido a condiciones de

presin y temperatura, se formara una fase liquida constante; es por ello que el

GOR durante la produccin de un gas hmedo se mantiene constante durante

toda la vida del yacimiento.

16


al tiempo del gas hmedo.

3.4.2. API del gas hmedo

Debido a que el gas seco se encuentra por encima del punto cricondetermico,

nunca se formaran condensados en el yacimiento, por lo cual las caractersticas

de lquido en superficie son constantes, como en este caso, el API.

Grfica 3.4.2. Comportamiento del API respecto

al tiempo del gas hmedo.

3.5. Gas seco.

3.5.1. GOR del gas seco

En el gas seco tanto en condiciones de yacimiento durante la etapa de

explotacin, como en condiciones de superficie en el separador el sistema se

encuentra en estado gaseoso, como se observa en la figura 2.5, la lnea esta fuera

de la envolvente, es decir no se formarn lquidos y por ende no existir una

relacin gas-aceite.

17

Grfica 3.5.1. Comportamiento del GOR respecto al tiempo del gas seco

3.5.2. API del gas seco

En el gas seco la temperatura del yacimiento es mayor que el punto

cricondentrmico al igual que la temperatura de superficie del separador, por lo

que no se condensaran hidrocarburos lquidos en este sistema, ni en el yacimiento

ni en la superficie, por lo cual no tendr API. Pues el API se usa exclusivamente

para los lquidos, y no tendra significado fsico una grfica respecto al tiempo.

Grfica 3.5.1. Comportamiento del API respecto al tiempo del gas seco

18

CONCLUCIONES

1. La caracterizacin del crudo se realiza en intervalos numricos de las

propiedades, pues estn varan con el tiempo.

2. Ninguna propiedad es constante en la vida del yacimiento.

19

BIBLIOGRAFIA

1. Paris de Ferrer, Fundamentos de ingeniera de yacimiento,(cap. 7)

2. Articulo McCain parte 1, 2, 3, 4 y 5

3. http://www.pe.tamu.edu/barrufet/public_html/PETE310/Papers/ReservoirFluidClassification-guidelines.pdf

4. http://www.portaldelpetroleo.com/2009/06/comportamiento-de-fases-en-muestras-de_08.html

Comportamiento de Fluidos de Yacimiento

Documents

Transcript of Comportamiento de Fluidos de Yacimiento