Introducción al Módulo

INTEGRIDAD ACADÉMICA! Objetivo ◦ Comprender los fundamentos de la composición de

un fluido de reservorio, el cálculo de sus propiedades, análisis composicional y equilibrio de fases

Método de Calificación ◦ PRIMER CONTROL ACADÉMICO: 10%

◦ SEGUNDO CONTROL ACADÉMICO: 20%

◦ TERCER CONTROL ACADÉMICO: 20%

◦ EXPOSICIÓN GRUPAL: 20%

◦ EXAMEN FINAL ESCRITO: 30%

Fundamentos de Fluidos de Reservorios

Fundamentos de Visual Basic en MS Excel

Cálculo de propiedades de las fases acuosa, líquida y gaseosa ◦ Métodos gráficos y correlaciones

Cálculo composicional de propiedades de un gas natural

Modelos para la Ecuación de Estado

Modelos para el Equilibrio de Fases

1. Descripción de la entrada de datos PVT de un simulador de reservorios (ECLIPSE, CMG, IPM, etc.)

a) Modelo “Black Oil” b) Modelo Composicional

2. Descripción de ensayos de laboratorio y ejemplo del cálculo de propiedades

a) Expansión a presión constante b) Vaporización diferencial

3. Ejemplo de cálculo de la gravedad especifica del gas natural por recombinación

a) Tres separadores sin composición conocida b) Dos reparadores con composición conocida

4. Ejemplo de cálculo del factor z dada una composición de gas natural utilizando la ecuación de estado Benedict-Web-Rubin

Introducción a Fluidos de Reservorios

El análisis PVT es una colección de métodos experimentales y numéricos para determinar la interacción de las propiedades: ◦ Presión

◦ Volumen ◦ Temperatura

Dados los valores de dos las propiedades PVT, el valor de la propiedad restante se puede determinar

Con la tripleta PVT, el análisis PVT facilita la determinación de otras propiedades como: viscosidad, compresibilidad, solubilidad, etc.

En general, un fluido de reservorio esta compuesto de tres fases: agua, petróleo y gas

El tipo de fluido de reservorio determina el tipo de drenaje del reservorio

El cómputo del flujo dentro del reservorio requiere: ◦ Determinar el estado del fluido, es decir, las fases

presentes en el sistema

◦ Determinar el valor de las propiedades de cada fase presente en el sistema

Expansión monofásica del petróleo: reservorios sin casquete gaseoso inicial, a presión mayor al punto de burbuja, el empuje se da por expansión de los líquidos

Expansión del gas: el empuje es dominado por la expansión del gas que mucho mayor comparado a otras fases, al avanzar la producción la presión cae y el gas disuelto se libera

Expansión del casquete de gas: se suma a la expansión del gas disuelto que es liberado durante la producción

Intrusión del acuífero: complementa al empuje ya que se altera el nivel de contacto con el acuífero

Expansión de la roca: al disminuir la presión el volumen poroso disminuye debido a la mecánica de solidos, la columna rocosa comprime más al reservorio.

El tipo de fluido se determina con un análisis termodinámico de la Presión, Volumen y Temperatura

Según el fluido, los reservorios se pueden clasificar en (McCain, 1989): ◦ Petróleo Negro, se produce petróleo rico en

queroseno, diésel y lubricantes

◦ Petróleo Volátil, el petróleo producido es comúnmente denominado como “liviano”

◦ Gas Retrógrado, se produce gas con condensado rico en energía calorífica

◦ Gas Húmedo, se produce gas con condensado de bajo octanaje

◦ Gas Seco, se produce gas sin condensado

Los reservorios “Gas Retrógrado” y “Gas Húmedo” suelen denominarse indistintamente como: Gas con Condensado

Usualmente se desea un fluido “Petróleo Negro” a “Petróleo Volátil” por los derivados del petróleo ◦ Gasolina con buen contenido de octanaje ◦ Destilación de queroseno, diésel y mezclado de Jet

Fuel

Dependiendo del mercado, se prefiere un fluido “Gas Retrógrado” a “Gas Húmedo” por los derivados del petróleo ◦ “Gas Húmedo” es deseado cuando se favorece al

gas natural acondicionado, GLP y materias primas de la petroquímica

◦ “Gas Retrógrado” es deseado cuando se favorece al condensado enriquecedor de mezclas

Otras clasificaciones incluyen el tipo “Petróleo Pesado” que se caracterizan por ser muy viscosos y casi tan densos como el agua

Construir el diagrama de fases es un objetivo mayor del análisis PVT

◦ Métodos experimentales y numéricos

Calcular el estado del fluido de reservorio es primordial para el modelado de Reservorios

Existe una región cóncava en el plano Presión-Temperatura de un fluido de reservorio en cual gas y líquidos coexisten

Región conocida como envolvente de fase por ser una región cerrada delimitada por curvas

Líneas características

◦ Punto de Burbuja, borde de la envolvente con fase líquida al 100%

◦ Punto de Rocío, borde de la envolvente con fase gaseosa al 100%

◦ Calidad de Vapor, líneas internas de igual porcentaje de cantidad de fase gaseosa

Puntos característicos ◦ Punto Crítico,

convergencia de las líneas características debido a que las fases líquida y gaseosa son idénticas en naturaleza

◦ Cricondentérmico, temperatura máxima a la que gas y líquidos coexisten

◦ Cricondenbárico, presión máxima a la que gas y líquidos coexisten

Otros nombres son petróleo ordinario o petróleo de baja reducción de volumen

Generalmente presenta las características varias: ◦ Grado API en el stock-tank menor de 45º

◦ GOR de producción menor a 2000 scf/stb inicialmente

◦ Color muy oscuro si existen hidrocarburos pesados pero muy usualmente negro, también verdoso o marrón

◦ Factor de volumen del petróleo inferior al 2.0 rb/stb inicialmente

◦ Componentes heptanos y mayor con porcentaje molar mayor al 30%

(Modificado de McCain, 1989)

Pre

sión

Temperatura

Caída de Presión

% Líquidos

Separador

Petróleo Negro

Explotación siempre mucho menor al punto critico (“1” a “3”)

Inicialmente todo gas esta en solución (“1”)

En la superficie el gas se libera

Parte de la explotación el reservorio consta sólo de líquidos

Otros nombres son petróleos livianos o petróleo de alta reducción de volumen

Generalmente presenta las características varias: ◦ Grado API en el stock-tank mayor a 40º ◦ GOR de producción entre 2000 scf/stb a 3300

scf/stb inicialmente ◦ Color usualmente verdoso, tinte naranja o marrón ◦ Factor de volumen del petróleo superior al 2.0

rb/stb inicialmente ◦ Componentes heptanos y mayor con porcentaje

molar entre al 12.5% y 30%

(Modificado de McCain, 1989)

Pre

sión

Temperatura

Caída de Presión

% Líquidos

Separador

Petróleo Volátil

Comportamiento similar al “Petróleo Negro”

Explotación siempre cercana y menor al punto critico

Mas producción de gas en la superficie

Líquidos y gas asociado en el reservorio durante casi toda la explotación

Otros nombres son gas retrógrado con condensado o simplemente gas con condesado

Generalmente presenta las características varias: ◦ GOR producido superior a 3300 scf/stb inicialmente y

aproximadamente no mayor al 150 000 scf/stb

◦ GOR producido superior a 50 000 scf/stb no se considera retrógrado por practicidad

◦ Grado API del condensado en el stock-tank mayor a 40º

◦ Componentes heptanos y mayor con porcentaje molar menor al 12.5%

(Modificado de McCain, 1989)

Pre

sión

Temperatura

Caída de Presión

Punto Crítico

Separador

Gas Retrógrado

Explotación siempre cercana y mayor al punto critico

Inicialmente todo líquido esta en solución

En la superficie el líquido se condensa

Líquidos y gas asociado en el reservorio durante casi toda la explotación

Al disminuir la presión los líquidos aumentan para luego disminuir

Otro nombre conocido es gas con condensado

Generalmente presenta las características varias: ◦ GOR producido superior a 50 000 scf/stb para

propósitos de ingeniería

◦ GOR producido es constante

◦ Grado API del condensado en el stock-tank mayor a 40º

◦ Componentes heptanos y mayor con porcentaje molar menor al 12.5%

(Modificado de McCain, 1989)

Pre

sión

Temperatura

Caída de Presión

% Líquidos

Separador

Gas Húmedo

Comportamiento similar al “Gas Retrógrado”

Explotación mucho mayor al punto critico

Menos producción de líquidos en la superficie

Solo gas en el reservorio durante casi toda la explotación

Principal compuesto es el metano ◦ Las condiciones del reservorio y en la superficie

quedan fuera de la envolvente

No condensa líquidos

Componentes hexanos y mayor con porcentaje molar menor al 1%

(Modificado de McCain, 1989)

Pre

sión

Temperatura

Caída de Presión

% Líquidos

Separador

Gas Seco

Explotación siempre mayor al cricondentérmico

Inicialmente no hay líquidos en solución (“1”)

Toda la explotación del reservorio consta sólo de gas

En la superficie líquidos no se condensan

Existe producción de agua

P0 P1 = Pb

P2 < Pb

PF < Pb

P0

T0

Pi<Pb(Ti) Ti<T0

Pii<Pb(Ti) Tii<T0

Piii<Pb(Ti) Tiii<T0

Petróleo Negro y Volátil en el Reservorio

Petróleo Negro y Volátil hacia el Separador

P0 P1 = PR

P2 < PR

PF < PR

P0

T0

Pi<PR(Ti) Ti<T0

Pii<PR(Ti) Tii<T0

Piii<PR(Ti) Tiii<T0

Gas Retrógrado en el Reservorio

Gas Retrógrado y Húmedo hacia el Separador

(Dawe, 1989)

(Dawe, 1988)

(Dawe, 1988)